Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Российское акционерное общество “Газпром” учреждено в феврале 1993 г. Доля в мировой добыче газа 22%, доля в общественной добыче газа 94%. На магистральных газопроводах работает 672 компрессорных цеха с установленными на них 4 тыс. газоперекачивающих агрегатов суммарной мощностью 40.3 млн. квт. РАО располагает 23-мя подземными хранилищами газа с активной мощностью 53.4 млрд. м3. Компания владеет лицензиями на разработку 92-х газовых и газоконденсатных месторождений с промышленными запасами газа 32.2 трлн. м3, что составляет около 66 % всех запасов России и 22% мировых. В эксплуатации находятся 66 месторождений с запасами 17 трлн м3.

Место природного газа в топливном балансе в перспективе становится все более важным, что диктует необходимость вариантного подхода к предполагаемому его потреблению. В связи с этим перед газовой промышленностью поставлены задачи совершенствования техники и технологий транспортирования природного газа, разработки и внедрения новых способов его применения.

Природный газ представляет собой один из наиболее конкурентоспособных российских товаров на мировом рынке. Выручка от экспорта природного газа не только позволяет ОАО «ГАЗПРОМ» без государственных дотаций осуществлять капиталовложения и импортировать новейшие технологии и оборудование для модернизации отрасли, но и является одним из основных источников поступления свободно конвертируемой валюты в бюджет государства.

ОАО «ГАЗПРОМ» практически монопольный поставщик российского газа в страны как дальнего, так и ближнего зарубежья.

Природный газ считается основным энергетическим ресурсом страны до 2015 - 2020 годов. Мировая тенденция роста потребления природного газа (за последние 25 лет потребление природного газа удвоилось) обусловлена его эффективностью, как с экономической, так и с экологической точки зрения. Природный газ справедливо относят к категории экологически чистых энергоносителей.

В общем объеме производство первичных энергоресурсов для газа возросло до 50 % при снижении доли остальных в балансе топливно-энергетических ресурсов: нефти - 31 %, угля - 13 %, гидро - и атомной электроэнергии - 6 %. Положение с природным газом обстоит гораздо благополучнее, но основные проблемы заключаются в необходимости ввода в эксплуатацию новых объектов. Сдвиги в этом наметились еще в 1995 году, в связи с освоением новых крупных газоконденсатных месторождений на шельфе Северного моря - Разломовское и Штокмановское.

В настоящее время газовая промышленность является ведущей отраслью ТЭК: удельный вес газа в производстве первичных энергоресурсов достиг 49 %; экспорт газа обеспечивает 16,5 % всех валютных поступлений России.

Энергетическая стратегия России предусматривает проведение в ближайшие 10-15лет новой структурной политики, основой которой является увеличение доли природного газа в суммарном производстве энергетических ресурсов и расширение его использования в экологически неблагоприятных промышленных центрах, а также в сельской местности.

Согласно прогнозу, добыча газа в целом по России к 2010 году возрастет до 782 млрд.куб.м. (в минимальном варианте). При этом доля газа в топливно-энергетическом балансе будет продолжать возрастать и к 2010 году она составит уже 572 . В соответствии с поставленными задачами была разработана Концепция научно-технической политики ОАО «ГАЗПРОМ» на период до 2015 года. В ее основу были положены главные цели общества, на реализацию которых и ориентирована научно-техническая политика. Это:

- обеспечение энергетической безопасности России;

- полное удовлетворение потребностей населения, промышленности, сельского хозяйства и энергетики в природном газе, расширение газификации страны; оздоровление экологической обстановки в России за счет вытеснения газом других видов топлива;

- высокая надежность функционирования ЕСГ и бесперебойные поставки газа потребителям;

- поддержание высокого уровня обеспеченности добычи газа сырьевыми ресурсами;

- конкурентоспособность продукции и услуг ОАО «ГАЗПРОМ» на внутреннем и международном рынках;

- повышение прибыльности акционерного общества.

Был проведен системный анализ особенностей современного этапа развития газовой промышленности в части структуры и размещения сырьевой базы, состояния основных фондов, требований к ОАО «ГАЗПРОМ» со стороны государства, потребителей и общественности, касающихся надежности, экологической безопасности и других факторов, рыночных условий функционирования ОАО «ГАЗПРОМ», поскольку все эти факторы самым непосредственным образом влияют на основные направления научно-технического прогресса. В результате анализа выделены следующие особенности функционирования газовой промышленности в период до 2015 года:

- снижение эффективности поисково-разведочных работ;

-усиление роли природного газа в экономике страны ужесточает требования к надежности и безопасности работы ЕСГ;

-развитие газовой промышленности в рамках «Концепции перехода Российской Федерации к устойчивому развитию»;

-расширение сфер применения газа.

При формировании научно-технической политики необходимо предусматривать максимальное использование потенциала газосбережения и активно участвовать в этой работе.

Поставки газа на внутренний рынок - приоритетная цель ОАО «ГАЗПРОМ». С учетом этих факторов в Концепции сформулированы основные направления работ по созданию новой техники, оборудования, материалов и технологий в области геологии и разработки месторождений, бурения скважин, добычи и промысловой подготовки газа; освоения месторождений континентального шельфа, переработки магистрального транспорта и подземного хранения газа, защиты трубопроводов и других объектов от коррозии, охраны окружающей среды, энергосбережения, информатики и других, иначе говоря, всех основных видов деятельности Газпрома.

Более 25 лет Россия поставляет газ в страны Центральной и Западной Европы. Европейский рынок продолжает расширяться. Ожидается, что потребление природного газа в Европе к 2010 году превысит существующий уровень, при чем этот рост будет происходить во всех секторах экономики. В 1996 году экспорт российского природного газа составил 123,4 млрд.куб.м., что покрыло 19 % общей потребности западноевропейских стран. Для сохранения доли российского газа на европейском рынке экспортные поставки ОАО «ГАЗПРОМ» в перспективе должны возрасти.

Возможность расширения экспорта российского газа с целью сохранения его доли на европейских рынках связано с созданием новых транспортных мощностей как в России, так и на транзитных территориях. При этом должно быть обеспечено решение следующих задач:

-Диверсификация экспортных потоков российского газа для повышения гибкости и надежности поставок;

-Устранение дефицита транспортных мощностей по уже подписанным контрактам на экспорт газа;

-Обеспечение готовности для дальнейшего расширения экспорта российского газа по мере развития рынка.

Комплексное решение всех этих проблем связано с созданием новой газотранспортной системы Ямал-Европа.

Прогнозируя развитие потребление природного газа, следует особо отметить влияние регионального фактора, т.е. характер и количество потребляемого газа, наличие магистральных газопроводов, степень развития газораспределительной сети, удаленность потребителей, а также уровень их подготовленности к переходу на газ.

Известно, что на газораспределительных станциях производится дроселирование газа, но его потенциальная энергия при этом безвозвратно теряется.

1. Общая часть

1.1 Характеристика газораспределительной станции с газопроводом-отводом

Участок газопровода-отвода к ГРС «Снежеть-15» проходит на территории г.Элисты, подчиняется Светлоградскому ЛПУМГ ООО «Газпром трансгаз Ставрополь».

ГРС «Снежеть-15» расположена на землях города Элиста. Газ подается на «ТЭЦ Элиста».

Общая протяженность газопровода 5,3 км. От начальной точки, трасса газопровода поворачивает вправо, пересекая автодорогу и параллельно существующим газопроводом идет до конца участка к новой площадке ГРС-3, на всем своем протяжении газопровод пересекает автодорогу и железную дорогу.

Грунты представлены суглинками светло-коричневого цвета, макропористые с гнездами гипса, твердые.

Климат района континентальный с короткой умеренно-мягкой зимой и длинным засушливым летом.

Основной сортамент труб газопровода принят из условия и наличия возможности поставки, а также “Инструкции по применению стальных труб в газовой промышленности”.

Газопровод ГРС-3 сооружается из электросварочных труб диаметром 530 мм, на рабочее давление 5,5 МПа, которые соответствуют требованиям СНиП 2.05.06-85*.

Защита газопровода от почвенной коррозии осуществляется путем противокоррозийного покрытия наружной поверхности трубы с заводской изоляцией, а также путем применения электрохимических средств защиты.

1.2 Технологические процессы на газораспределительной станции

Подключение ГРС к газопроводу-отводу высокого давления осуществляется через узел подключения, состоящего из входного и выходного газопроводов, отводных линий, соединяющих входные и выходные газопроводы и оснащенных запорной арматурой, предохранительных клапанов с трехходовыми кранами на каждом выходном газопроводе, изолирующих фланцев, свечей для стравливания газа на газопроводе высокого давления.

Каждая отводная линия оснащается двумя последовательно расположенными запорными устройствами (первое по ходу газа отключающее, второе - для ручного регулирования). В условиях нормальной эксплуатации ГРС запорные органы обводной линии должны быть закрыты.

На каждом выходном газопроводе должно быть не менее двух пружинных клапанов (предохранительных), равных по пропускной способности одной линии редуцирования при максимальном давлении газа на выходе ГРС. Узел очистки газа на ГРС предусмотрен для предотвращения попадания механических примесей (пыли, песка, продуктов коррозии внутренних поверхностей труб и т.п.) и жидкостей (газового конденсата, компрессорного масла, капельной влаги и т.п.) в технологическое и газорегуляторное оборудование и средства контроля и автоматики ГРС в целом.

Узел редуцирования давления газа в зависимости от пропускной способности ГРС состоит из четырех ниток редуцирования, две из которых являются резервными. Каждая линия редуцирования рассчитана на одну и ту же пропускную способность и оснащается редуцирующими дроссельными органами и отключающими запорными устройствами. Узел редуцирования должен обеспечивать автоматическое регулирование давления газа регуляторами давления прямого действия или с пилотным управлением, а также регулирующими клапанами, работающими в комплекте с пневматическими регуляторами.

Узел измерения и расхода газа, предназначен для учета отпускаемого газа потребителям из магистрального газопровода, оснащается самопишущими расходомерами в комплекте с сужающими устройствами. Предусматривается установка манометров и термометров (показывающих и регистрирующих) для измерения давления и температуры газа. Число замерных линий оснащенных диафрагмами и расходами определяют исходя из режимов работы и автоматизации обработки данных комплекса “Super FIO-IIE”.

Для обнаружения утечек газа и его наличие в воздухе вводят сильно пахнущие вещества - одоранты. В качестве одоранта в настоящее время используются вещества обладающие другим неприятным запахом, одоризация газа производится на выходном газопроводе из ГРС. Газ, поступающий бытовым потребителям, должен быть одорированным. Газ, поступающий на промышленные предприятия, может не подвергаться одоризации. Сигнальная норма концентрации газа в помещении должна составлять 1/5 нижнего предела взрывоопасности. Минимальное количество одоранта в газе должно быть таким, чтобы при сигнальной концентрации газа в помещении ощущался запах одоранта. Из этих условий рассчитана норма расхода одоранта. Она составляет 16 гр на 1000 м3 газа. Одоризацию следует проводить путем автоматического ввода одоранта, количество которого пропорционально расходу газа. Одоризационная установка УОГ-1 обеспечивает пропорциональную подачу одоранта и предназначена для установки на ГРС пропускной способностью 3-350 тыс. м3/ч; УОГ-1 автоматически осуществляет подачу одоранта в количестве пропорциональном расходу газа.

Оборудование ГРС включает в себя следующие блоки, узлы и устройства:

Узел переключения

Узел переключения ГРС предназначен для переключения потока газа высокого давления с автоматического на ручное регулирование давления по обводной линии, а также для предотвращения повышения давления в линии подачи газа потребителю с помощью предохранительной арматуры.

Узел переключения должен располагаться, как правило, в отдельном здании или под навесом, защищающим узел от атмосферных осадков.

Нормальное положение запорной арматуры на обводной линии - закрытое. Краны обводной линии должны быть опломбированы службой ГРС.

Рабочее положение трехходового крана, устанавливаемого перед предохранительными клапанами - открытое.

В процессе эксплуатации предохранительные клапаны должны опробоваться на срабатывание 1 раз в месяц, а в зимний период не реже одного раза в 10 дней, с записью в оперативном журнале.

Проверка и регулировка предохранительных клапанов должна производится не реже двух раз в год в соответствии с графиком. Пределы настройки ППК 10-15% выше номинального давления.

Проверка и регулировка клапанов должна быть оформлена соответствующим актом, клапаны опломбированы и снабжены биркой с датой проверки и данными регулировки.

В зимний период эксплуатации проходы к арматуре, приборам, узел переключения должны быть очищены от снега.

Узел очистки газа

Узел очистки газа на ГРС служит для предотвращения попадания механических примесей и жидкостей в технологические трубопроводы, оборудование, средства контроля и автоматики станции и потребителей.

Для очистки газа на ГРС должны применяться различные конструкции пылеулавливающих устройств, обеспечивающих подготовку газа в соответствии с требованиями действующих в отрасли.

На Городищенской ГРС-3 применяются пылеуловители типа ГП-105,00, диаметром 1600 мм в количестве 2 штук.

Технические данные пылеуловителя:

Давление рабочее - Р кгс/см2 до 55.

Давление расчетное - Р кгс/см2 - 65.

Давление пробное

при гидравлическом испытании - Р кгс/см2 - 69.

Температура рабочая

среды - оС - от 10 до 100.

Температура расчетная

среды - оС - 100.

Средняя температура наиболее

холодной пятидневки - оС -40.

Характеристика среды - взрывоопасная.

Дополнительное содержание механических примесей в газе - от 8 мг/нм3 до 100 мг/нм3.

Дополнительное содержание жидкости в газе - до 30 мг/нм3.

На ГРС для очистки газа от конденсата и влаги должны быть сооружены устройства для автоматического удаления жидкости в сборные емкости, из которых жидкость, по мере накопления, вывозится с территории ГРС.

Для обеспечения бесперебойной работы систем защиты, автоматического регулирования и управления импульсный и командный газ должен быть осушен и дополнительно очищен в соответствии с ОСТ 51.40-83.

При эксплуатации устройства осушки и очистки газа для систем КИП и А необходимо:

периодически контролировать и очищать полости приборов и оборудования путем продувок;

обеспечивать визуальный контроль состояния фильтрующих и поглотительных элементов устройства подготовки газа.

Узел предотвращения гидратообразования

Узел предотвращения гидратообразования предназначен для предотвращения обмерзания арматуры и образования кристаллогидратов в газопроводных коммуникациях и арматуре.

В качестве меры по предотвращению гидратообразования можно применять:

общий или частичный подогрев газа;

местный обогрев корпусов регуляторов давления;

ввод метанола в газопроводные коммуникации.

Эксплуатация узлов подогрева газа или местного обогрева корпусов регуляторов давления осуществляется в соответствии с инструкцией завода-изготовителя и Правилами устройства и безопасной эксплуатации водогрейных и поровых котлов с давлением не выше 0.07 кгс/см2).

При наличии узлов подогрева газа теплообменник, трубопроводы и арматура должны быть защищены тепловой изоляцией.

Ввод метанола в коммуникации ГРС осуществляется оператором или персоналом службы ГРС по распоряжению диспетчера ЛПУМГ.

Эксплуатация метанольных установок производится в соответствии с Инструкцией о порядке получения от поставщиков, перевозки, хранения, отпуска и применения метанола на объектах газовой промышленности.

Узел редуцирования

Узел редуцирования предназначен для снижения и автоматического поддержания заданного давления газа, подаваемого потребителям.

На ГРС редуцирование газа осуществляют:

двумя линиями редуцирования одинаковой производительности, оснащенными однотипной запорно-регулирующей арматурой (одна нитка рабочая, а другая - резервная).

Условный диаметр прохода регулятора давления или регулирующего клапана должен соответствовать фактической производительности с учетом числа линий редуцирования.

Включение и отключение регулятора должно выполняться в соответствии с инструкцией по эксплуатации на данный тип регулятора давления.

Для обеспечения нормальной работы регуляторов давления необходимо следить за давлением задания, степенью очистки командного газа, отсутствием посторонних шумов в регуляторе, а также за отсутствием утечек в соединительных линиях обвязки регулятора.

На Городищенской ГРС-3 установлены регуляторы давления типа РДУ-80-01 в количестве 4 штук.

Регуляторы давления типа РДУ-80-01 предназначены для снижения высокого давления газа и автоматического поддержания давления на заданном значении.

Регуляторы давления РДУ применяют на ГРС, газовых промыслах, установках очистки, осушки газа и других объектах газовой промышленности.

Регуляторы давления РДУ состоят из трех основных узлов:

исполнительного устройства, усилителя, регулятора перепада.

Принцип работы регуляторов давления состоит в том, что газ высокого давления из подводящего газопровода поступает в полость исполнительного устройства, проходит через зазор, образуемый затвором и седлом, и редуцируется.

Величина выходного давления устанавливается настройкой усилителя.

Отклонение выходного давления, возникающее в результате изменения газопротребелния или входного давления, воспринимается чувствительным элементом усилителя (мембраной) и с помощью планового устройства усилителя преобразуется в пневматический сигнал (повышение или понижение управляющего давления), поступающий в полость привода исполнительного устройства.

Процесс автоматического поддержания выходного давления в заданных пределах осуществляется следующим образом: повышение выходного давления вызывает перемещение подвижной системы усилителя, состоящей из двух жестко связанных мембран, вверх за счет нарушения равновесия действующих на нее сил - усилия пружины, с одной стороны и выходного давления - с другой.

При этом сбросное седло отходит от клапана, что приводит к стравливанию некоторого количества газа из полости ”В” и полости привода исполнительного устройства.

Управляющее давление снизиться, и затвор под действием возвратной пружины пойдет на закрытие.

В результате этого расход газа через регулятор уменьшится, что приведет к восстановлению величины выходного давления в заданных пределах.

При уменьшении выходного давления регулятор работает в обратном порядке.

При применении системы защитной автоматики каждая линия редуцирования должна быть оборудована кранами с пневмоприводами, используемыми в качестве исполнительных механизмов.

Линии редуцирования газа должны быть оборудованы сбросными свечами.

Узел одоризации

Узел одоризации предназначен для придания запаха газу, подаваемому потребителю с целью своевременного обнаружения по запаху его утечек. Газ подается потребителям в соответствии с ГОСТ 5542-87.

Среднегодовая норма вводимого в газ одоранта (этилмеркаптан или смесь природных меркаптанов) установлена 16 г (19.1 см3) на 1000 м3 (при температуре 0оС и давлении 760 мм рт.ст.).

Расход одоранта должен ежедневно фиксироваться в журнале оператора ГРС, а при централизованной форме обслуживания 1 раз в 2 недели в журнале службы ГРС или ремонтно-технической группы и в конце месяца передаваться диспетчеру ЛПУМГ.

Слив одоранта в подземную и расходную емкости из бочек должен производиться только закрытым способом, специально обученным персоналом, бригадой не менее трех человек. Запрещается применять открытые воронки для перелива одоранта.

Одорант, пролитый на пол или землю, должен быть немедленно нейтрализован раствором хлорной извести, гипохлорита натрия или марганцево-кислого калия. После обработки нейтрализующим веществом землю следует перекопать и вторично полить нейтрализующим раствором.

В целях предупреждения воспламенения пирофорного железа, образующегося при просачивании этилмеркаптанов, необходимо периодически проводить внешний осмотр оборудования, соединительных линий, кранов, вентилей и обеспечивать их полную герметизацию.

Запрещается переобвязка одоризационных установок и емкостей с отступлением от проекта без согласования с проектными организациями.

КИП и А

Устройства КИП и А предназначены для определения и контроля параметров транспортируемого газа и оперативного управления технологическим процессом.

Комплекс средств автоматики и контроля на ГРС обеспечивает:

редуцирование газа до заданного значения;

учет расхода газа;

автоматическую защиту подогревателей газа, водогрейных котлов систем подогрева и отопления;

автоматику горения и безопасность подогревателей газа, водогрейных котлов систем подогрева отопления и вентиляции;

аварийно-предупредительную сигнализацию по давлению, температуре, одоризации, связи, энергоснабжения;

автоматический сброс жидкости из установок очистки;

охранную и пожарную сигнализацию;

лимитированный отбор газа потребителями;

автоматическую защиту потребителей от превышения номинального давления в низких сетях.

Отключать устройства автоматики и сигнализации разрешается на период выполнения ремонтных и наладочных работ только по распоряжению лица, ответственного за эксплуатацию ГРС, с регистрацией в журнале оператора.

Служба ГРС ЛПУМГ должна иметь паспорта, аттестаты, технические описания на все находящиеся в эксплуатации устройства автоматики и КИП.

Запрещается эксплуатация контрольно-измерительных приборов с просроченным сроком проверки.

Системы защиты ГРС от превышения или понижения давления выполняются в виде специальных пневмоавтоматических устройств или с помощью специально настраиваемых регуляторов давления, последовательно включенных на каждой рабочей и резервной линии редуцирования.

Работы по устранению неисправностей в цепях автоматики должны производиться только в соответствии с действующей технической документацией.

Приборы и системы контроля, защиты, управления, регулирования и учета газа должны питаться от блоков осушки и очистки газа, обеспечивающих бесперебойную и надежную работу приборов.

Запорная арматура

Запорная арматура предназначена для отключения технологических трубопроводов, аппаратов и сосудов.

В процессе эксплуатации арматура, в соответствии с графиком и инструкцией, должна систематически опробоваться для определения герметичности запорного узла, степени легкости и плавности хода затвора.

Открытие запорной арматуры должно производиться полностью до упора с нормальным усилием одного человека. Запрещается применение для открытия запорной арматуры рычагов в виде труб, крючков, ломов.

Профилактический осмотр запорной арматуры производится в процессе эксплуатации ГРС: при нейтрализованной форме обслуживания - при каждом посещении ГРС, а при периодической, надомной или вахтенной формах обслуживания - один раз в неделю.

Все краны задвижки и вентили должны иметь:

надписи с номерами согласно технологической схеме;

указатели направления открытия и закрытия; указатели направления движения газа (жидкости).

Для создания герметичности закрытого крана и облегчения поворота пробки при открытии необходимо периодически производить набивку смазки кранов, участвующих в технологических переключениях.

1.3 Вспомогательные системы и устройства газораспределительной станции

Системы связи и телемеханики

Технические средства связи должны обеспечивать надежную бесперебойную связь с ЛПУМГ и потребителями.

Система телемеханики предназначена для передачи информации о режиме работы ГРС на диспетчерский пункт ЛПУМГ для обеспечения контроля, управления, регулирования основных параметров газа (давления, температуры, расхода) и сигнализации о режиме работы оборудования ГРС.

Техническую эксплуатацию средств связи и телемеханики осуществляют службы связи и телемеханики ЛПУМГ в соответствии с правилами технической эксплуатации магистральных газопроводов.

Все отклонения и переключения в схемах телемеханики и связи выполняются специалистами соответствующих служб ЛПУМГ после оформления распоряжений и указаний.

Обо всех нарушениях, повреждениях, авариях средств связи и систем телемеханики обслуживающий персонал ГРС обязан немедленно сообщить руководству ЛПУМГ.

Электроосвещение, молниезащита и защита от статического электричества.

Электрооборудование ГРС эксплуатируется в соответствии с «Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей и правилами техники безопасности при эксплуатации установок потребителей».

Электрические сети ГРС должны удовлетворять требованиям ПУЭ и Правил пожарной безопасности.

На ГРС должны быть рабочее и аварийное освещение, запас электроэнергии. Освещенность рабочих мест во всех помещениях и на открытой территории должны быть не ниже действующих санитарных норм, аварийное освещение осуществляется переносным фонарем во взрывоопасном исполнении или от резервных аккумуляторов.

Замену ламп электрического освещения снаружи и внутри помещений может производить оператор и персонал службы ГРС или ремонтно- техническая группа, прошедшая соответствующее обучение и имеющую квалификационную группу не ниже 3 по обслуживанию действующих электроустановок. Работы производятся только при полном обеспечении помещения общим рубильником (автоматом).

Наружная осветительная арматура должна быть надежно защищена от попадания атмосферных осадков.

На всех ГРС должно быть обеспечено автоматическое включение и выключение осветительной арматуры на территории ГРС.

Здание ГРС должно быть защищено от прямых ударов молний молниеотводами в соответствии с указаниями по проектированию и устройству молниезащиты зданий и сооружений СН-305-77. Заземлители молниеотводов следует отделять от заземнителей других систем.

Наружные установки (пылеуловители, свечи, емкости для конденсата, одоризационные установки) и оборудование внутри здания должны быть защищены от вторичных проявлений молний и разрядов статического электричества путем заземления на контур по первой категории.

Молниеотводы и шины заземления должны быть покрашены масляной краской.

Техническое обслуживание электрический сетей, осветительной арматуры и средств защиты от перенапряжения осуществляет электротехнический персонал ЛПУМГ.

Персонал ГРС должен следить и отвечать за исправное состояние молниеотводов, шин заземления и их сохранность.

Отопление и вентиляция

Эксплуатация водогрейных котлов на ГРС и в домах операторов должно осуществляться в соответствии с инструкцией и Правилами безопасности в газовом хозяйстве.

Инструкция по эксплуатации оборудования должна вывешиваться у газовых приборов.

Температура воздуха в помещениях ГРС должна соответствовать техническим требованиям заводов - изготовителей по эксплуатации оборудования, систем, устройств и приборов и должна быть:

в редуцирующей не ниже 5оС;

в расходомерной - 20 +- 2оС;

в операторной - 20 +- 5оС при вахтенном обслуживании.

Для обогрева помещений ГРС категории В-1а по взрыво- и пожароопасности не допускается применение электронагревательных приборов.

Краткость воздухообмена обеспечивается за счет притока воздуха через жалюзные решетки в нижних филенках дверей и вытяжки через дефлекторы, а также при помощи кондиционера.

Рамы окон и дефлекторы в зале редуцирования и в других помещениях должны быть в технически исправном состоянии для возможности проветривания и вентиляции.

На ГРС с вахтенной формой обслуживания с производительностью более 50 тыс. м3/час в помещениях с категорийностью В-1а проектными институтами должны предусматриваться системы по автоматическому контролю загазованности и ликвидации взрывоопасных концентраций газа с выдачей аварийного сигнала на щит автоматики ГРС.

Ежегодно при включении газовых водогрейных приборов должен производится инструктаж персонала и проживающих в доме лиц по правильному и безопасному пользованию газовыми приборами с соответствующим оформление документов.

Надзор за техническим состоянием газового хозяйства на собственные нужды, систем отопления, подогрева газа и состоянием вентиляции осуществляет персонал службы ГРС.

ЭЛЕКТРОХИМЗАЩИТА

Станции катодной защиты предназначены для защиты технологических трубопроводов и коммуникаций ГРС от коррозии.

Техническую эксплуатацию станции катодной защиты осуществляет персонал ЛПУМГ.

Персонал ГРС осуществляет контроль за сохранностью и работоспособностью станций катодной защиты, осуществляет один раз в неделю снятие показаний приборов, записывает в журнал и сообщает директору ЛПУМГ.

Персонал ГРС несет ответственность за сохранение станций катодной защиты и ее коммуникаций.

1.4 Учет количества газа на газораспределительной станции

Узел учета газа предназначен для коммерческого учета газа.

Техническое выполнение узлов измерения расхода газа должно соответствовать нормативно-технической документации Госстандарта.

Обслуживание узла измерения расхода газа должно осуществляться по инструкциям, утвержденным руководством производственного объединения.

Для повышения точности измерения расхода газа необходимо контролировать положение пера на нулевой отметке вновь поставленной диафрагмы и производить периодическую продувку от конденсата измерительных и соединительных линий узла учета газа.

Для ГРС с вахтенной формой обслуживания допускается установка между помещениями оператора и приборной стеклянной перегородки с герметичным уплотнением, с учетом требований к помещения различной категории по взрыво- и пожароопаности.

При эксплуатации узла измерения расхода газа контрольно-измерительные приборы должны быть своевременно проверены органами Госстандарта.

Установлено, что если в трубопроводе создать изменение скорости посредством местного сужения, то перепад давления будет зависеть от количества газа, протекающего по трубопроводу.

Этот метод измерения расхода широко распространен в разных отраслях промышленности. В том числе такой метод используется на ГРС-3.

Для создания в газопроводе перепада давления различные диафрагмы, представляющие собой тонкие диски, зажимаемыми между фланцами и специальных камерах.

При движении газового потока и отверстии шайбы происходит местное сужение потока, которое вызывает увеличение скорости движения газа, в результате чего давление в суженном сечении уменьшается.

Величину этого перепада измеряют приборами - дифманометрами, снабженными устройствами для автоматической записи величины и перепада давления (Р1-Р2).

Установлено, что количество протекаемого при этом газа пропорционально постоянному для данного расходомера - дифманометра, и корню квадратному из величины перепада.

На ГРС-3 расход газа измеряется манометрическим дифференциальным сильфонным самопишущим дифманометром ДСС. Изменение расхода газа измеряется по перепаду давления.

Минимальное вакуумметрическое давление, подаваемое в измерительные камеры, 5 кРа (0.05 кгс/см2)

Конструктивно дифманометры состоят из двух частей:

сильфонного блока,

самопишущей части.

Принцип действия сильфонного блока основан на использовании деформации упругой системы при воздействии на нее измеряемого перепада давления.

Сильфонный блок имеет две измерительные камеры “плюсовая” и “минусовая”, образованные крышками, которые разделены основанием с двумя узлами сильфонов.

Подвод большего и меньшего рабочих давлений производится через штуцеры в крышках. Оба сильфона жестко соединены между собой штоком, в выступ которого упирается рычаг, жестко закрепленный на оси торсионного вывода.

Движение штока при помощи рычага преобразуется в поворот оси торсионного вывода. Конец штока соединен с блоком пружины.

При односторонней перегрузке с уплотнительным резиновым кольцом садится на гнездо основания, полость сильфона перекрывается и, таким образом, статическое давление уравновешивается давление жидкости в полости сильфона.

На ГРС-3 для учета количества газа установлен микропроцессорный комплекс Super FIO-2E.

Многониточный измерительный комплекс Super FIO-2E предназначен для непрерывного автоматического измерения и вычисления расхода и объема природного газа, приведенного к нормальным условиям, по методу переменного перепада давления на стандартных сужающих устройствах (диафрагмах) на одном, двух или трех измерительных трубопроводах газоизмерительного пункта.

Комплекс предназначен для измерения и вычисления объема природного газа, с учетом выведенных вручную значений (при нормальных условиях) плотности газа, содержания в газе азота и углекислого газа и выполнения расчетов в соответствии с “Правилами измерения расхода газа и жидкостей стандартными сужающими устройствами” РД 50 - 213 - 80.

Комплекс предназначен для эксплуатации, как на открытом воздухе, так и в помещениях при температуре окружающего воздуха от -30 до +50оС при относительной влажности до 98% при 35оС.

Комплекс предназначен для эксплуатации во взрывоопасных зонах открытых промплощадках и помещений ГИП классов В-1а, В-1 (ПУЭ), где возможно образование взрывоопасных смесей категории IIA, IIВ групп Т1-Т3 согласно ГОСТ 12.1.011-78.

Микропроцессорный комплекс “Super FIO-IIE” содержит вычислитель, переносное запоминающее устройство (терминал) CHIT, датчики: давления “Druck”, перепада давления “Rose-mount”, температуры СП “Совтексавтоматика” и плату счетчиков импульсов для регистрации числа импульсных сигналов.

Микропроцессор имеет маркировку взрывозащиты “Iexibs II ВТЗ” и вместе с входящим в комплект комплекса “Super FIO-IIE” датчиками, терминалами может применяться во взрывоопасных зонах в соответствии с гл.7.3. ПУЭ и другими нормативными документами, регламентирующими применение электрооборудования во взрывоопасных зонах, в которых возможно образование взрывоопасных смесей категории IIA и IIВ групп Т1, Т2, Т3 согласно ГОСТ 12.1.011-78. Передача информации и питание комплекса от сетевого блока притания БП-С2/12 производится через искробезопасный барьер, имеющий маркировку взрывозащиты Exibs IIB.

Технические данные.

Комплекс обеспечивает:

Автоматическое непрерывное измерение, вычисление и отображение показаний, а также регистрацию на отдельном принтере с указанием даты и текущего времени следующих параметров:

расход газа на интервал, соответствующий виду отчета, приведенного к нормативным условиям, по каждому измерительному трубопроводу;

объем газа, приведенного к нормальным условиям, прошедшего по одному, двум или трем трубопроводам (в зависимости от исполнения комплекса);

индикацию по вызову оператора на экране дисплея терминала следующей информации по каждому измерительному трубопроводу:

- перепада давления,

- давления,

- температуры,

- расход газа.

Ввод и запоминание следующих данных:

названия предприятия, использующего комплекс;

пароля доступа к памяти оперативных данных числа измерительных трубопроводов 1,2 или3;

наличия связи с центральным компьютером;

установки величины уровня сигнализации по напряжению питания;

даты (в формате Месяц, День, Год);

времени (в формате Часы, Минуты, Секунды);

контрактного часа (в формате Часы);

интервала времени между измерениями, в секундах;

интервала времени между измерениями, в секундах;

интервала времени между периодическими отчетами, в минутах, часах;

наименование измерительного трубопровода;

плотности газа;

содержания углекислого газа в природном газе;

содержание азота в природном газе;

диаметра измерительного трубопровода, мм;

диаметра отверстия диафрагмы, мм;

барометрического давления, мм рт.ст.;

величины наименьшего перепада давления, при которой происходит переключение диапазонов датчиков перепада давления;

импульсных входных сигналов от турбинных преобразователей с помощью дополнительной платы.

Вычисление расхода и объема природного газа производится в соответствии с Правилами РД 50-213-80 по прилагаемому перечню формул (Приложение 1).

Перенос и ввод данных, хранящихся в памяти вычислителя, в компьютер производится с помощью CHIT.

Передачу данных по телефонному коммутируемому каналу или по выделенной линии связи на центральный компьютер с соответствующим программным обеспечением.

Автономное электропитание от батарей РС-915 обеспечивает непрерывную работу комплекса в течение не менее 1 года при 5-секундном интервале между расчетами при температуре окружающего воздуха равной 20оС и однониточном варианте Г.И.П.

Комплекс обеспечивает автоматическое фиксирование во времени и запоминание не менее 50 нештатных ситуаций, в т.ч.:

изменение введенных в вычислитель данных, влияющих на результаты вычисления расхода и объема газа;

отказ датчиков перепада давления, давления и температуры;

замену текущих показаний датчиков перепада давления, давления и температуры;

поочередное переключение датчиков перепада давления, давления и температуры на режим калибровки;

переключение датчиков перепада давления, давления и температуры в рабочий режим;

отклонение перепада давления за пределы рабочего диапазона датчиков перепада давления, изменение перепада давления до рабочих значений;

понижение напряжения батареи электропитания (не менее чем за 30 суток до прекращения срока действия батарей).

Размещение и монтаж приборов комплекса “Super FIO-2Е”

Приборы комплекса “Super FIO-2Е” могут размещаться как на открытом воздухе (в непосредственной близости от диафрагм), так и отапливаемых помещения газоизмерительных пунктов в соответствии с “Правилами измерения расхода газа и жидкостей стандартными сужающими устройствами” РД 50-213-80.

На ГРС-3 размещение приборов комплекса и прокладки импульсных линий установлено в отапливаемом помещении.

При таком размещении измерительный трубопровод 1 с диафрагмой 2, отсекающими шаровыми вентилями 3 и 4, датчиком температуры 5 устанавливаются на открытом воздухе, а электронная аппаратура и датчики давления и перепада давления - в отапливаемом помещении.

Перепад давления статическое давление от диафрагмы 2 по стальным импульсным линиям 6 и 7 диаметром 16-20 мм через стенку 8 и пятивентильный блок подводятся к датчику перепада давления 16 и давления 12.

В нижней части импульсных линий 6 и 7 установлены два конденсатосборника 10 в дренажными вентилями 11. Монтаж датчиков и уклоны импульсных линий выполнены таким образом, чтобы исключить скопление жидкости (конденсата) в полостях датчиков 12 и 16. Датчики перепада давления 16 и давления 12 подключаются к импульсным линиям через пятивентильный блок, содержащим два отсекающих крана 17 и 18, кран для сброса газа в атмосферу 19, а также тройник 22 с заглушкой 23 для возможности подключения образцовых газопоршневых манометров для калибровки датчиков перепада давления и давления без отсоединения импульсных линий от диафрагмы. Выходные системы датчиков давления и перепада давления и температуры по электрическим кабелям подводятся к вычислителю 13.

Ввод-вывод данных в вычислитель производится с ручного терминала 15, соединяемого вычислителем штатным кабелем.

После ввода-выода данных в вычислитель 13 терминал 15 отсоединяется и передается для использования в других комплексах. Соединение датчика температуры 5 с вычислителем 13 производится электрическим кабелем 9. Кабель 9 и импульсные линии 6 и 7 вводятся в помещение через перегораживающую стенку 8.

Для калибровки датчика давления отсекающие вентили 20, 21 и вентиль сброса 19, закрываются, а уравнительные вентили 17 и 18 открываются, заглушка 23 выворачивается и на ее место вворачивается выходной штуцер грузопоршневого образцового манометра МП-60. При таком переключении кранов давления от грузопоршневого манометра поступает в обе камеры датчика перепада давления 16 и измерительную камеру датчика давления 12.

В рабочем состоянии осекающие вентили 3, 4, 21 и 22 открыты, уравнительные 17, 18 и вентиль сброса 19 закрыты. Тройник 22 закрыт заглушкой 23.

При калибровке датчика перепада давления 16 отсекающие вентили 21 и 20, уравнительный 19 закрываются. Выворачивается заглушка 23 и вместо нее подключается образцовый грузопоршневой манометр МП-2.5. При этом давление воздуха (азота) от грузопоршневого манометра МП 2.5 поступает в плюсовую камеру датчика перепада давления 16 и измерительную камеру датчика давления 12.

Все необходимые расчеты производятся вычислителем 13.

После проведения калибровки датчиков тройник 22 закрывается заглушкой 23, открываются отсекающие краны 20 и 21, и закрывается уравнительный вентиль 17.

1.5 Автоматизация газораспределительной станции

На ГРС-3 в систему автоматизации включена “Защита 5”.

Устройство и работа комплекса

Назначение входящих в комплекс устройств

Комплекс состоит из щита автоматики ЩтА-83, комплексов “Момент-1”(состоящих из узлов управления кранами и устройств конечных выключателей) и переходных коробок ТАК КАК-1.

Щит ЩтА-83 предназначен для контроля давления на выходе ГРС, формирования пневматических сигналов управления кранами и включения электрической сигнализации в случае отклонения давления от заданного.

Комплексы “Момент-1” предназначены для местного управления кранами и для преобразования дистанционных пневматических команд управления, поступающих от щита ЩтА-83 в силовое давление газа, подаваемое в заданном алгоритме на краны, а также для отключения команд управления, осуществляемого пневматическими конечными выключателями, устанавливаемых на кранах.

Устройства электрической сигнализации предназначены для включения световой и звуковой сигнализации в помещении операторной в случае срабатывания комплекса при отклонении давления на выходе ГРС от номинального.

Переходные коробки ПК-1 предназначены для осуществления перехода с пневмокабеля или с полихлорвиниловых трубок, поступающих от щита ЩтА-83 на красномедные трубы 8х1, подключаемые к устройствам комплексов “Момент-1” и пневматическим конечным выключателям.

Функции, выполняемые комплексом

Комплекс предусматривает возможность:

изменения программы последовательности закрытия (открытия) кранов линий редуцирования автоматического режима работы;

регулирования задержки времени на срабатывание комплекса в пределах от5 до 30 сек. с момента достижения давления на выходе ГРС значений срабатывания защиты;

регулирование времени интервала формирования последовательных командных сигналов на закрытие (открытие) кранов линий редуцирования в пределах от 5 до 30 сек.

Комплекс обеспечивает:

при отклонении Р от номинального значения Рвых>1.05 Рном (Рвых<0.95 Рном), формирование пневматического сигнала управления на закрытие (открытие) одного крана согласно заданной программе;

при дальнейшем сохранении условия Рвых>1.05 Рном (Рвых<0.95 Рном) последовательное, с регулируемым интервалом времени, формирование пневматических сигналов управления нга закрытие (открытие) второго и последующих кранов согласно заданной программе;

при восстановлении давления до значения Рвых=Рном прекращение формирования с сигналов управления кранами.

Комплекс обеспечивает при повторном отклонении давления в сторону предыдущего отклонения до значений Рвых>1.05 Рном (Рвых<0.95 Рном) продолжение формирования сигналов управления на закрытие (открытие) кранов согласно заданной программе, начиная с первого незакрытого (неоткрытого) крана.

Технические данные

Диапазон контролируемого давления на выходе ГРС, МПа (кгс/см2)

0.2-2.5 (2-25) в зависимости от исполнения;

Количество управляющих ниток редуцирования (включая байпасную) до 5;

Общее количество управляющих пневмоприводных кранов Ру, МПа (кгс/см2) до 6;

Условное давление управляемых пневмоприводных кранов 6.4 (64) или 8.0 (80)

Условный диаметр управляемых пневмоприводных кранов Ду, мм 50, 100, 150, 200, 300, 400

Диапазон изменения давления входных и выходных сигналов, кПа (кгс/см2) при “0”, в пределах 0-10 (0-0.1) при “1”, в пределах 110-154 (1.1-1.54)

Давление газа питания комплекса “Момент-1”, МПа (кгс/см2), в пределах 1.2-8.0 (12-80)

Давление газа или воздуха питания щита ЩтА-83, МПа (кгс/см2) в пределах 0.32-0.6 (3.2-6)

Давление воздуха или газа питания цепей управления, кПа (кгс/см2) 140+-14 (1.4+-0.14)

Напряжение питания электрической сигнализации комплекса постоянный ток, В 24+2.4-3.6 переменный ток, частотой (50+-1) Гц, В 220+22-33

2. Специальная часть

2.1 Проверочный гидравлический расчет газопровода-отвода

Цель расчета: Проверка давления на входе в газораспределительную станцию.

Исходные данные:

Таблица

Пропускная способность, qсут, млн. м3/сут.	8,4
Начальное давление участка газопровода, Рн , МПа	2,0
Конечное давление участка газопровода, Рк , МПа	1,68
Длина участка газопровода, L, км	5,3
Диаметр участка газопровода, dн х ,мм	530 х 11
Среднегодовая температура грунта на глубине залегания газопровода, tгр, 0С	11
Температура газа в начале участка газопровода, tн , 0С	21
Коэффициент теплопередачи от газа к грунту, k, Вт /(м20С)	1,5
Теплоемкость газа, ср, ккал/(кг°С)	0,6
Состав газа	[таблица 1]

Таблица 1 - Состав и основные параметры компонентов газа Оренбургского месторождения

Компонент	Химическая формула	Концентрация в долях единицы	Молярная масса, кг/кмоль	Критическая температура, К	Критическое давление, МПа	Динамическая вязкость, кгс·с/м2х10-7
Метан	СН4	0,927	16,043	190,5	4,49	10,3
Этан	С2Н6	0,022	30,070	306	4,77	8,6
Пропан	С3Н8	0,008	44,097	369	4,26	7,5
Бутан	С4Н10	0,022	58,124	425	3,5	6,9
Пентан	С5Н12	0,021	72,151	470,2	3,24	6,2

Для выполнения гидравлического расчета предварительно выполняем расчет основных параметров газовой смеси.

Определяем молекулярную массу газовой смеси, М см , кг/кмоль

где а1, а2, аn - объемная концентрация, доли единиц, [таблица 1];

М1, М2, Мn - молярная масса компонентов, кг/кмоль, [таблица 1].

Мсм = 0,927 ·16,043 + 0,022 · 30,070 + 0,008 · 44,097 + 0,022 · 58,124 +

+ 0,021 · 72,151 = 18,68 кг/кмоль

Определяем плотность смеси газов, с, кг/м3,

где М см - молекулярная масса, кг/моль;

22,414 - объем 1 киломоля (число Авогадро), м3/кмоль.

Определяем плотность газовой смеси по воздуху, Д,

где - плотность газа, кг/м3;

1,293 - плотность сухого воздуха, кг/м3.

Определяем динамическую вязкость газовой смеси, см , кгс·с/м2

где 1, 2, n, - динамическая вязкость компонентов газовой смеси, кгс·с/м2, [таблица 1];

Определяем критические параметры газовой смеси, Ткр.см. , К

где Ткр1, Ткр2, Ткрn - критическая температура компонентов газовой смеси, К, [таблица 1];

где Ркр1, Ркр2, Ркрn - критическое давление компонентов смеси, МПа, [таблица 1];

Определяем среднее давление газа на участке газопровода, Рср ,МПа

где Рн - начальное давление на участке газопровода, МПа;

Рк - конечное давление на участке газопровода, МПа.

Определяем среднюю температуру газа по длине расчетного участка газопровода, tср ,°С,

где tн - температура газа в начале расчетного участка, °С;

dн - наружный диаметр участка газопровода, мм;

l - длина участка газопровода, км;

qсут - пропускная способность участка газопровода, млн.м3/сут;

- относительная плотность газа по воздуху;

Ср - теплоемкость газа, ккал/(кг°С);

k- коэффициент теплопередачи от газа к грунту, ккал/(м2ч°С) ;

е - основание натурального логарифма, е = 2,718.

Определяем приведенные температуру и давление газа, Тпр и Рпр ,

где Рср. и Тср. - соответственно средние давление и температура газа, МПа и К;

Ркр.см. и Ткр.см. - соответственно критические давление и температура газа, МПа и К.

Определяем коэффициент сжимаемости газа по номограмме [рис.3] в зависимости от Рпр и Тпр .

Z = 0,9

Для определения пропускной способности газопровода или его участка при установившемся режиме транспорта газа, без учета рельефа трассы, пользуются формулой, q, млн.м3/сутки,

где dвн - внутренний диаметр газопровода, мм;

Рн и Рк - соответственно начальное и конечное давления участка газопровода, кгс/см2;

л - коэффициент гидравлического сопротивления (с учетом местных сопротивлений по трассе газопровода: трение, краны, переходы и т.д.). Допускается принимать на 5% выше лтр;

Д - относительный удельный вес газа по воздуху;

Тср - средняя температура газа, К;

? - длина участка газопровода, км;

Ж - коэффициент сжимаемости газа;

Из формулы (4.13) выражаем Рк, , кгс/см2,

Гидравлический расчет выполняем в следующей последовательности. Определяем число Рейнольдса, Re,



где qсут - суточная пропускная способность участка газопровода, млн.м3/сут;

dвн - внутренний диаметр газопровода, мм;

- относительная плотность газа;

- динамическая вязкость природного газа; кгс·с/м2;

Так как Re >> 4000, то режим движения газа по трубопроводу турбулентный, квадратичная зона.

Коэффициент сопротивления трения для всех режимов течения газа определяется по формуле, лтр ,

где КЭ - эквивалентная шероховатость (высота выступов, создающих сопротивление движению газа), КЭ = 0,06 мм

Определяем коэффициент гидравлического сопротивления участка газопровода с учётом его усреднённых местных сопротивлений, л ,



где Е - коэффициент гидравлической эффективности, Е = 0,95.

По формуле (4.14) определяем давление в конце участка газопровода.

Вывод: Полученное значение давления соответствует эксплуатационному на конечном участке газопровода.

2.2 Проверочный механический расчет газопровода-отвода

Таблица

Цель расчета: Определить толщину стенки газопровода и проверить наличие осевых сжимающих напряжений, возникающих при эксплуатации газопровода.
Исходные данные:
Наружный диаметр газопровода, Dн, мм 530 х 11
Давление в газопроводе, Р, кгс/см2 55
категория прокладки IV
Коэффициент условий работы трубопровода, m 0,9
Коэффициент надежности по материалу, К1 1,4
Коэффициент надежности по назначению трубопровода, Кн 1
Для расчета следует использовать СНИП 2.05.06-85*
Определяем расчетное сопротивление растяжению (сжатию), R 1 ,кгс/см2
где R1н - нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла труб и сварных соединений, которое следует принимать минимальному значению временного сопротивления.
Определяем расчетную толщину стенки , см
где n = 1,1 - коэффициент надежности по нагрузке. [3]
Полученную величину толщины стенки трубопровода округляем до ближайшей большей величины по сортименту труб. Принимаем толщину стенки 8 мм.
Определяем продольное осевое напряжение, GпрN, МПа

Подобные документы

• Автоматизация газораспределительной станции

  Технологическая схема газораспределительной станции и ее характеристики. Автоматизация технологического объекта управления: его описание, уровни и функции, используемые средства. Программирование задачи логического управления. Построение графа переходов.
  
  курсовая работа [939,1 K], добавлен 25.12.2011
  

• Автоматизация газораспределительной станции

  Анализ и разработка функциональной схемы газораспределительной станции. Выбор исполнения и способы установки сужающих устройств. Требования к исполнению и монтажу прямых участков трубопровода. Овальность и дефект трубопроводов прямых участков.
  
  дипломная работа [10,6 M], добавлен 22.09.2011
  

• Проектирование газораспределительной станции

  Механический расчет газопровода. Физические свойства природного газа. Его давление на входе в газораспределительную станцию. Расчет тупиковой разветвленной сети среднего давления. Технологическая схема, работа оборудования ГРС. Выбор регулятора давления.
  
  курсовая работа [2,5 M], добавлен 19.04.2015
  

• Реконструкция газораспределительной станции с полной заменой оборудования и трубопроводов

  Инженерные сети и системы. Структура систем автоматического управления. Структура систем телемеханики, основные функции и задачи. Принцип работы висцинового фильтра, регулятора высокого давления прямого действия. Одоризационная установка капельного типа.
  
  курсовая работа [1,9 M], добавлен 17.10.2013
  

• Проектирование новой промежуточной станции

  Обоснование выбора типа промежуточной станции. Расчет числа приемо-отправочных путей станции. Разработка немасштабной схемы станции в осях путей. Построение продольного и поперечного профиля станции. Объем основных работ и стоимость сооружения станции.
  
  курсовая работа [361,3 K], добавлен 15.08.2010
  

• Технологические схемы и принцип работы газораспределительных станций разных видов

  Классификация газораспределительных станций (ГРС). Принцип работы ГРС индивидуального проектирования. Технологическая схема блочно-комплектной ГРС марки БК-ГРС-I-30 и автоматической ГРС марки АГРС-10. Типовое оборудование газораспределительной станции.
  
  курсовая работа [2,9 M], добавлен 14.07.2015
  

• Проектирование и эксплуатация компрессорной станции

  Определение исходных расчетных данных компрессорной станции (расчётной температуры газа, вязкости и плотности газа, газовой постоянной, расчётной производительности). Подбор основного оборудования компрессорного цеха, разработка технологической схемы.
  
  курсовая работа [273,2 K], добавлен 26.02.2012
  

• Насосные и воздуходувные станции

  Расчет водопроводной насосной станции 2-го подъема, определение категории надежности станции. Расчет вместимости бака водонапорной башни. Проектирование станции, подбор и размещение оборудования. Определение технико-экономических показателей станции.
  
  курсовая работа [426,2 K], добавлен 13.02.2016
  

• Блочно-комплектная компрессорная станция газлифта нефти

  Особенности состава и основных систем блочно-комплектной компрессорной станции газлифта нефти. Анализ параметров технологических контуров установки для транспорта газа. Конструкция и особенности компрессоров. Основные и вспомогательные системы станции.
  
  лабораторная работа [1,8 M], добавлен 01.12.2011
  

• Автоматизация нефтеперекачивающей станции "Мраково"

  Особенности модернизации фильтра-грязеуловителя. Анализ необходимости установки датчика разности давлений. Характеристика нефтеперекачивающей станции. Принципы работы насосного цеха. Основные функции автоматизации. Контрольно-измерительная аппаратура.
  
  дипломная работа [9,3 M], добавлен 16.04.2015
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам