Определения, обозначения и сокращения



Дата12.04.2019
Размер1.1 Mb.
ТипРеферат



РЕФЕРАТ
Дипломный проект 102 с., 22 рисунка, 14 таблиц, 12 использованных источников, 1 приложение.

АВТОМАТИЗАЦИЯ ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩЕГО АГРЕГАТА, ВИБРОМОНИТОРИНГ ГПА, ПЬЕЗОЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ АКСЕЛЕРОМЕТР, ВИБРАЦИЯ, ПРОТИВОАВАРИЙНАЯ ЗАЩИТА ПО ВИБРАЦИИ.

Объектом исследования является газоперекачивающий агрегат ГПА-16Р «Уфа» на компрессорной станции «Москово».

В процессе исследования был проведен анализ источников вибрации агрегата, существующих методов и средств обнаружения вибрации.

Цель работы – повышение надежности работы газоперекачивающего агрегата по данным вибромониторинга за счет увеличения достоверности и эффективного использования комплексных параметров вибрации.

В результате исследования выявлено, что основным источником вибрации ГПА является вращающийся ротор двигателя; показано, что оптимальным средством измерения вибрации является пьезоэлектрический акселерометр; разработана компьютерная модель датчика абсолютной вибрации, которая позволяет повысить достоверность виброметрической информации.

Опытно-конструкторские показатели свидетельствуют об увеличении вероятности правильного срабатывания системы ПАЗ по вибрации.

Степень внедрения – на основании полученных результатов рекомендована замена аппаратуры контроля вибрации типа «ИВ-Д-ПФ» на анализатор типа «Вектор-П» на ГПА-16Р «Уфа» в 2012 году.

Эффективность проекта основывается на повышении надежности работы ГПА и увеличении вероятности правильного срабатывания системы ПАЗ по вибрации.

Содержание
Определения, обозначения и сокращения

Введение


1. Общая характеристика компрессорной станции «Москово»

1.1 Назначение компрессорной станции

1.2 Описание технологического процесса

1.3 Устройство компрессорного цеха

2. Патентная проработка

2.1 Выбор и основание предмета поиска

2.2 Регламент патентного поиска

2.3 Результаты поиска

2.4 Анализ результатов патентного поиска

3. Автоматизация газоперекачивающего агрегата ГПА-16Р «Уфа»

3.1 Назначение САУР ГПА

3.2 Функции САУР ГПА

3.3 Описание аппаратной реализации САУР

3.4 Функциональная схема автоматизации ГПА

3.5 Основные технические средства измерения и контроля

4. Анализ методов и средств повышения достоверности виброметрической информации

4.1 Анализ источников вибрации ГПА

4.2 Анализ существующих методов и средств обнаружения вибрации

4.3 Разработка компьютерной модели датчика абсолютной вибрации

4.4 Расчет вероятности правильного срабатывания системы ПАЗ

5. Охрана труда и техника безопасности

5.1 Анализ потенциальных опасностей и производственных вредностей на объекте

5.2 Мероприятия по обеспечению безопасных и безвредных условий труда

5.3 Расчет освещенности операторной

6. Оценка экономической эффективности внедрения анализатора вибрации типа «Вектор-П»

6.1 Методика расчета экономической эффективность

6.2 Расчет эффективности проекта

Заключение

Список использованных источников

Приложение А. Перечень демонстрационных листов


ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ
КС – компрессорная станция;

ГПА – газоперекачивающий агрегат;

АВО – аппарат воздушного охлаждения;

КЦ – компрессорный цех;

Ду – диаметр условный;

СВД – сепаратор высокого давления;

СНД – сепаратор низкого давления;

УПГ – установка подготовки газа;

РД – регулятор давления;

ПУ – пылеуловитель;

ГГ – газогенератор;

СТ – силовая турбина;

ГТУ – газотурбинная установка;

КШТ – кожух шумотеплоизолирующий;

КВОУ – комплексное воздухоочистительное устройство;

КВД – компрессор высокого давления;

ТВД – турбина высокого давления;

ТНД – турбина низкого давления;

КНД – компрессор низкого давления;

СК – стопорный клапан;

ТРК – топливно-регулирующий клапан;

ОК – обратный клапан;

АПК – антипомпажный клапан;

ГС – газовый сепаратор;

САУР – система автоматического управления и регулирования

ССС – Compressor Controls Corporation

TTCM – Total Train Control Module, модуль автоматического управления и регулирования;

LIOM – Local Input/Output Module, модуль местного ввода/вывода сигналов;

RIOM – Remote Input/Output Module, модуль дистанционного ввода/вывода сигналов;

ОЗУ – оперативное запоминающее устройство;

ПЗУ – постоянное запоминающее устройство;

АЦП – аналого-цифровой преобразователь;

ПАЗ – противоаварийная защита;

FTA – Field Termination Assembly, устройство связи с объектом;

AM – Application Module, программный модуль;

ПОН – передняя опора нагнетателя;

ЗОН – задняя опора нагнетателя
ВВЕДЕНИЕ
Одним из условий устойчивого развития газовой отрасли является обеспечение надежности и эффективности эксплуатации газотранспортных предприятий.

Оптимальный режим эксплуатации магистральных газопроводов заключается прежде всего в максимальном использовании их пропускной способности при минимальных затратах на компримирование и транспортировку газа по газопроводу. В значительной мере этот режим определяется работой компрессорных станций, устанавливаемых по трассе газопровода.

Проблемы повышения надежности и эффективности эксплуатации газоперекачивающих агрегатов (ГПА) тесно связаны с задачей своевременного распознавания дефектов различных узлов агрегата. Непредвиденные поломки приводят к существенным экономическим издержкам, связанным с затратами на неплановые ремонты, восстановление нарушенного технологического процесса.

Для обеспечения безаварийной работы газокомпрессорных станций требуется осуществлять непрерывный мониторинг технического состояния газоперекачивающих агрегатов. При этом основной задачей является контроль развития колебательных процессов, к которым, прежде всего, относятся процессы вибрации, так как характерным явлением, сопровождающим почти всегда неисправную работу агрегата, является увеличение его механических колебаний.

В этих условиях резко возрастает необходимость в разработках, направленных на решение задач, связанных с совершенствованием методов и средств достоверного мониторинга технологических параметров газоперекачивающего агрегата. Основное назначение мониторинга состоит в повышении надежности объектов на этапе их эксплуатации. Анализ вибраций позволяет проводить оценку технического состояния динамического оборудования и его узлов, определяя характер и локализацию дефекта по соответствующим вибрационным параметрам работы агрегата.

Цель данного дипломного проекта – повышение надежности работы газоперекачивающего агрегата по данным вибромониторинга за счет увеличения достоверности и эффективного использования комплексных параметров вибрации.

Задачами дипломного проекта являются:


  • изучение технологии перекачки газа;

  • изучение средств автоматизации, применяемых на ГПА-16Р «Уфа»;

  • анализ источников вибрации ГПА;

  • анализ существующих методов и средств обнаружения вибрации и выбор оптимальных средств мониторинга для газоперекачивающего агрегата ГПА-16Р «Уфа»;

  • разработка компьютерной модели датчика абсолютной вибрации для увеличения надежности срабатывания системы ПАЗ по вибрации.

При работе над проектом были использованы материалы ООО «Газпром трансгаз Уфа» (технологический регламент эксплуатации компрессорного цеха КС-18А Дюртюлинского ЛПУМГ, руководство по эксплуатации «Система автоматического управления и регулирования газоперекачивающим агрегатом ГПА-16Р «Уфа»).
1. Общая характеристика компрессорной станции
1.1 Назначение компрессорной станции «Москово»
При движении газа по газопроводу часть его энергии расходуется на преодоление сил трения. В результате скорость газа в трубопроводе уменьшается, происходит падение давления по его длине и это вызывает снижение пропускной способности газопровода. Для восстановления прежних параметров газа необходимо периодически, через определенные расстояния, сообщать соответствующее количество энергии транспортируемому газу. Процесс подвода энергии выполняется в специальных сооружениях газопровода – компрессорных станциях (КС).

Компрессорная станция – составная часть магистрального газопровода, предназначенная для обеспечения его расчетной пропускной способности за счет повышения давления газа на выходе КС с помощью различных типов газоперекачивающих агрегатов (ГПА). Основной объект КС - компрессорный цех, оснащенный газоперекачивающими агрегатами и рядом вспомогательных систем (агрегатных и общецеховых).

Когда компрессорная станция не работает, газ пропускается только по газопроводу. Максимальное давление газа на входе в КС составляет 5 МПа, а на выходе до 7,6 МПа, но в зависимости от потребления давление меняется. В зависимости от мощности и числа газоперекачивающих агрегатов, компрессорная станция способна перекачивать от 30 до 230 млн. м3 газа в сутки.

Основные производственные задачи КС заключаются в обеспечении надежной, экономичной и бесперебойной работы турбокомпрессорного, технологического и вспомогательного оборудования в заданном режиме [1]. Компрессорный цех КС-18А обслуживает магистральный газопровод Уренгой – Новопсков.

Характеристика компрессорного цеха приведена в таблице 1.1.

Таблица 1.1 – Характеристика компрессорного цеха



Наименование

Зима

Лето

Межсезонье

Количество компримируемого газа (при норм. условиях), млн. м3/сут

101,7

91,3

96,8

Давление всасывания, МПа

5,71

5,27

5,57

Давление нагнетания, МПа

7,45

6,23

6,51

Температура всасывания, 0С

5

31

17

Температура нагнетания, 0С

36

63

43

Температура газа после охлаждения в АВО, 0С

-

44

26

На КС осуществляются следующие основные технологические процессы: очистка транспортируемого газа от механических и жидких примесей, сжатие газа в центробежных нагнетателях, охлаждение газа в аппаратах воздушного охлаждения (АВО) после сжатия, измерение и контроль технологических параметров, управление режимом работы газопровода путем изменения количества работающих ГПА и режимного состояния самих ГПА.

В состав компрессорной станции входят следующие объекты и системы:


  • установки очистки и охлаждения газа;

  • технологические трубопроводы;

  • компрессорный цех (КЦ) с установленными газоперекачивающими агрегатами;

  • установка подготовки газа (УПГ) для подготовки топливного, пускового и импульсного газа;

  • система маслоснабжения станции;

  • узел подключения к газопроводу.

Технологическая схема компрессорного цеха приведена на рисунке 1.1.

В таблице 1.2 показаны условные обозначения, принятые в технологической схеме.

Таблица 1.2 – Условные обозначения технологической схемы

Условное обозначение

Описание



Газоперекачивающий агрегат



АВО газа



Кран линейный



Кран вспомогательный



Кран регулирующий



Клапан предохранительный



Обратный клапан



Изменение диаметра трубопровода



Свеча



Обводка



Кран со свечой



Емкость для сбора конденсата



Заглушка

Газопровод имеет ответвления (шлейфы), по которым газ поступает в компрессорные цеха станции. После очистительных устройств он попадает в газоперекачивающие агрегаты, где осуществляется процесс сжатия, после чего пропускается через аппараты воздушного охлаждения и возвращается в газопровод для дальнейшей транспортировки.

В компрессорном цехе используется газ различного давления и назначения:


  • технологический (5,5 - 7,5 МПа);

  • топливный (2,5 МПа);

  • пусковой (0,5 МПа);

  • импульсный (осушенный, 5,5 - 7,5 МПа).


1.2 Описание технологического процесса

компрессорный станция вибрация датчик

Газ из магистрального газопровода через охранный кран поступает на узел подключения КС к магистральному газопроводу. Этот кран 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.

Затем газ поступает к установке очистки, где размещены пылеуловители. На КС установлены циклонные пылеуловители, в которых газ очищается от механических примесей и влаги.

После очистки от механических примесей и жидкости газ поступает в нагнетательный коллектор Ду 1000, где поток газа разделяется на две части. Часть технологического газа идет через сепаратор высокого давления (СВД) и сепаратор низкого давления (СНД) на установку подготовки топливного и пускового газа (УПГ), где производится его редуцирование и очистка. Другая, основная часть газа поступает во всасывающий коллектор газоперекачивающих агрегатов Ду 1000 (технологический газ). После сжатия в центробежных компрессорах газ, проходя через обратный клапан и выходной кран, поступает в выходной коллектор Ду 1000, откуда поступает на установку охлаждения газа (АВО газа).

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.


1.3 Устройство компрессорного цеха
Компрессорный цех включает в себя следующее основное оборудование и системы:

  • газоперекачивающий агрегат;

  • систему маслоснабжения;

  • систему технологического газа;

  • систему топливного и пускового газа;

  • систему импульсного газа;

  • систему пожаробезопасности;

  • систему вентиляции и отопления;

  • комплекс средств контроля и автоматики;

  • систему электроснабжения.

Установка подготовки топливного и пускового газа.

Топливный газ предназначен для реализации процесса горения в камере сгорания. Пусковой газ – это газ, используемый для запуска турбины.

В качестве топливного и пускового газа компрессорных агрегатов используется транспортируемый газ после специального блока редуцирования.

Установка подготовки топливного и пускового газа предназначена для очистки, осушки и поддержания требуемого давления и расхода перед подачей его в камеру сгорания.

Отбор газа на установку подготовки топливного, пускового и импульсного газа производится из всасывающего коллектора после пылеуловителей или нагнетательных шлейфов компрессорного цеха. Для первоначального запуска ГПА отбор газа производится из газопровода.

Система топливного и пускового газа имеет блочное исполнение и состоит из следующих основных частей:



  • подогреватель газа;

  • блок редуцирования;

  • два датчика расхода газа;

  • блок осушки и хранения импульсного газа.

Работа системы осуществляется следующим образом. Газ высокого давления (от 3,5 до 5 МПа) проходит через расходомерную диафрагму, соединенную трубками с блоком датчиков замера расхода газа, в котором установлен сильфонный дифманометр, производящий замер расхода газа.

После диафрагмы газ распределяется на два потока: часть газа поступает в подогреватель ПТПГ-30, где подогревается до температуры (45 – 50) С. После подогревателя газ поступает на вход линии топливного газа блока редуцирования, а часть газа поступает непосредственно на вход линии пускового газа блока редуцирования. Перед редуцированием газ очищается от механических примесей в блоке очистки газа.

Очищенный газ высокого давления поступает на вход регуляторов давления газа РДУ 80-01, в которых высокое давление газа (3,5 … 5 МПа) снижается до значения 0,6 … 2,5 МПа, в зависимости от давления воздуха за осевым компрессором.

Пусковой газ, пройдя систему редуцирования, снижает свое давление до 1,0 … 1,5 МПа.

Система импульсного газа.

Импульсным называется газ, отбираемый из технологических трубопроводов обвязки КС для использования в пневмогидравлических системах приводов запорной арматуры: пневмоприводных кранов технологического, топливного и пускового газов, для подачи газа к контрольно-измерительным и регулирующим приборам.

Установка очистки газа от механических примесей.

Циклонный пылеуловитель (ПУ) представляет собой аппарат цилиндрической формы, оборудованный для технических переключений запорной арматурой и средствами автоматики.

Секция ввода газа состоит из входной трубы диаметром 600 мм. Секция очистки состоит из циклонов типа ЦН - 16 диаметром 600 мм.

Циклонный элемент состоит из корпуса - трубы диаметром 600 мм, винтового завихрителя, трубы - выхода диаметром 500 мм очищенного газа и дренажного конуса, по которому жидкие и твердые частицы попадают в осадную секцию. Нижняя часть аппарата является сборником пыли и влаги, выделяющихся из газа после обработки в циклонах.

Пылеуловитель работает следующим образом: неочищенный газ через штуцер входа поступает в секцию ввода газа, проходит через циклонные элементы, где благодаря закручиванию потока газа в завихрителе и происходит очистка газа от механических примесей или жидкости. Отсепарированные в циклонных элементах механические примеси или конденсат собираются в сборнике в нижней части аппарата, откуда удаляются через дренажный штуцер при периодической продувке по мере накопления.

Работу ПУ контролируют с помощью манометра и указателя уровня жидкости.

Система охлаждения транспортируемого газа на КС.

На КС применяются схемы с использованием аппаратов воздушного охлаждения (АВО). Глубина охлаждения технологического газа здесь ограничена температурой наружного воздуха. Температура газа после охлаждения в АВО не может быть ниже температуры наружного воздуха.

Охладители природного газа представляют собой аппарат воздушного охлаждения с горизонтальным расположением трубных пучков.

АВО работает следующим образом: на опорных металлоконструкциях закреплены трубчатые теплообменные секции. По трубам теплообменной секции пропускают транспортируемый газ, а через межтрубное пространство теплообменной секции с помощью вентиляторов, приводимых во вращение от электромоторов, прокачивают наружный воздух. За счет теплообмена между нагретым при компримировании газом, движущимся в трубах, и наружным воздухом, движущимся по межтрубному пространству, и происходит охлаждение технологического газа на КС.

Блок компримирования.

Блок компримирования предназначен для сжатия газа. В состав блока компримирования входят газоперекачивающие агрегаты. Количество агрегатов на станции определяется исходя из мощности применяемых ГПА. В сутки каждая станция должна выдавать в магистраль в среднем 80 млн.м3 (расход газа).

Станция должна работать по следующей формуле: количество агрегатов, поддерживающее расход, плюс один агрегат в резерве, плюс один агрегат в ремонте.

Описание газоперекачивающего агрегата ГПА-16Р «Уфа». ГПА состоит из следующих компонентов:



  • газотурбинного двигателя АЛ-31СТ;

  • центробежного нагнетателя 235-21-1;

  • системы противообледенения и воздухоочистительного устройства;

  • системы маслоснабжения нагнетателя;

  • системы маслоснабжения двигателя;

  • крановой обвязки нагнетателя;

  • системы подачи топливного и пускового газа.

Двигатель АЛ-31СТ предназначен для привода ротора нагнетателя газоперекачивающего агрегата. В качестве топлива для двигателя используется природный газ. Конструктивно двигатель выполнен в виде двух модулей: модуля газогенератора (ГГ) и модуля силовой турбины (СТ).

Газогенератор создаёт поток горячих газов высокого давления, который используется для приведения в действие силовой турбины, путём сжигания смеси из топлива и сжатого воздуха. Силовая турбина служит для привода нагнетателя ГПА. Она преобразует потенциальную энергию продуктов сгорания газов в кинетическую, используемую для приведения в действие нагнетателя. С ротором газогенератора имеет только газодинамическую связь.

Для снижения уровня звукового давления (шума), создаваемого при работе газотурбинной установки (ГТУ), двигатель закрыт кожухом шумотеплоизолирующим (КШТ), который установлен на раме ГПА. Внутри на стенках КШТ размешены элементы систем ГПА - пожарной сигнализации и автоматического пожаротушения, сигнализации повышенной концентрации газа и системы оповещения, обеспечивающие безопасность работы ГТУ в составе ГПА.

Нагнетатель 235-21-1 предназначен для сжатия природного газа на компрессорных станциях магистральных газопроводов. Степень сжатия - 1,45 МПа.

Нагнетатель состоит из цилиндра (корпуса) и пакета нагнетателя.

Пакет нагнетателя состоит из ротора, диафрагмы всасывающей, средней части, нагнетательной части, лабиринтных уплотнений, торцевых уплотнений, опорных подшипников, упорного вкладыша, вкладыша и винтового насоса.



Сжатие газа выполняется двумя ступенями сжатия с использованием двух центробежных компрессоров типа 235-21-1 с последовательным включением. Движение газа и повышение давления в проточной части нагнетателя происходит за счет создания поля центробежных сил в рабочем колесе, обеспечивающего движение газа от центра колеса к его периферии и за счет преобразования кинетической энергии газа в потенциальную (давления).

Принцип работы ГПА-16Р. При запуске газовый стартер через центральный привод раскручивает ротор высокого давления газогенератора ГГ (рисунок 1.2). Очищенный в комплексном воздухоочистительном устройстве (КВОУ) атмосферный воздух через входное устройство ГПА поступает в компрессор низкого давления (КНД), частично сжимается в нём. Входное устройство представляет собой спрофилированный канал, обеспечивающий подвод воздуха в компрессор с минимальными потерями. В промежуточном корпусе за компрессором низкого давления воздух разделяется на два потока наружный и внутренний.



Рисунок 1.2 - Технологическая схема газоперекачивающего агрегата ГПА-16Р «Уфа»


Поток воздуха внутреннего контура поступает в компрессор высокого давления (КВД), где происходит его дальнейшее сжатие. Из компрессора высокого давления (КВД) сжатый воздух поступает в кольцевую камеру сгорания. Поток сжатого воздуха смешивается в жаровой трубе с топливным газом, подаваемым форсунками. Образовавшаяся смесь сгорает при постоянном давлении, в результате чего образуются продукты сгорания с высокой температурой. Воспламенение смеси топливного газа с воздухом в жаровой трубе при запуске производится запальными устройствами. Кинетическая энергия продуктов сгорания при расширении на рабочих лопатках турбин преобразуется в механическую работу вращения роторов высокого и низкого давления (ТВД и ТНД). Турбина высокого давления (ТВД) приводит во вращение ротор КВД, а турбина низкого давления (ТНД) - ротор компрессора низкого давления (КНД). Смесь продуктов сгорания, имеющая кинетическую энергию, после ТНД поступает в силовую турбину (СТ), которая через выходной вал с полумуфтой приводит во вращение ротор нагнетателя ГПА. Воздушный поток из наружного контура охлаждает элементы камеры сгорания и турбин ГГ и СТ. Исполнительные механизмы управляются автоматизированной системой согласно алгоритмов управления.

Краны и клапана имеют следующую нумерацию и назначение:



  • кран 11 предназначен для подачи пускового газа в газовый стартер (ГС);

  • сброс газа на свечу осуществляется через краны 9 и 10;

  • кран 12 и стопорный клапан (СК) предназначен для подачи топливного газа в камеру сгорания;

  • топливно-регулирующий клапан (ТРК) регулирует частоту вращения турбокомпрессора.

Нагнетательный трубопровод оборудован:

  • краном 2 с гидропневмоприводом для выхода газа из нагнетателя и обратным клапаном в магистраль;

  • линией сброса газа на свечу с краном 5, предназначенным для продувки контура нагнетания перед пуском ГПА или сброса газа на свечу при любых остановках агрегата;

  • пусковым трубопроводом подачи газа в пусковой контур с краном и обратным клапаном (ОК) в агрегатной линии рециркуляции газа, антипомпажным клапаном (АПК) «Mokveld» [2].


2. Патентная проработка
2.1 Выбор и основание предмета поиска
В дипломном проекте рассматривается вопрос повышения надежности работы газоперекачивающего агрегата.

Одной из основных задач при повышении надежности ГПА является получение достоверной информации об общем уровне вибрации агрегата, так как виброконтроль входит в систему противоаварийной защиты. На газоперекачивающем агрегате для этой цели планируется использовать анализатор типа «Вектор-П» в комплекте с пьезоэлектрическими акселерометрами, поэтому при проведении патентного поиска особое внимание было уделено поиску пьезоэлектрических датчиков для преобразования механического колебания в электрический сигнал.


2.2 Регламент патентного поиска
Патентный поиск проводился с использованием фондов УГНТУ по источникам патентной документации Российской Федерации.

Поскольку промышленное приборостроение развивается очень быстрыми темпами, и обновление приборов происходит постоянно, была выбрана глубина поиска 5 лет (2007 - 2011 гг.). Поиск проводился по индексам международной патентной классификации (МПК):



  • G 01 P 15/09 «Измерение ускорения, измерение замедления; измерение ударов, т.е. скачком ускорения с помощью пьезоэлектрического датчика»;

  • G 01 P 15/08 «Измерение ускорения, измерение замедления; измерение ударов, т.е. скачком ускорения с преобразованием в электрические или магнитные величины».

При этом были использованы следующие источники патентной информации:

  • полные описания к патентам Российской Федерации;

  • документы справочно-поискового аппарата;

  • официальный бюллетень Российского агентства по патентам и товарным знакам «Изобретения. Полезные модели».


2.3 Результаты поиска
Результаты поиска приведены в таблице 2.1.
Таблица 2.1 - Результаты патентного поиска

Страна

Индекс МПК

Номера просмотренных патентов

Выявленные аналоги

Россия

G01P 15/09

№№ 2290647-2436105

№ 2301424 «Пьезоэлектрический акселерометр»

№ 2347228 «Векторный пьезоэлектрический вибропреобразователь»

№ 2402019 «Пьезоэлектрический акселерометр»

№ 2416098 «Трехосевой акселерометр»



Россия

G01P 15/08

№№ 2300773-2445635

№ 2307359 «Акселерометр»


2.4 Анализ результатов патентного поиска
Анализ патентных исследований позволяет дать оценку некоторым устройствам, найденным в результате патентного поиска. Рассмотрим более подробно аналоги, приведенные в таблице 2.1.

Акселерометр по патенту России № 2307359 содержит маятниковый чувствительный элемент в виде кварцевой пластины, соединенной посредством упругого подвеса с опорным кольцом. Эти три детали выполнены из единой заготовки плавленого кварца и называются центральной кварцевой пластиной. В состав акселерометра входят также узел силовой компенсации, включающий две катушки, установленные на пластине, и две магнитные системы, каждая из которых состоит из магнитопровода, постоянного магнита с полюсным наконечником. На пластине расположены обкладки преобразователя перемещения, выполненные в виде металлизированного напыления. Рабочий зазор обеспечивается с помощью платиков, расположенных на опорном кольце. Для снижения механических напряжений, возникающих в верхней части центральной кварцевой пластины, между средними платиками и упругим подвесом на опорном кольце введены два утонения. Технический результат: повышена точность величины нулевого сигнала благодаря тому, что в опорное кольцо введены два утонения, расположенные симметрично относительно упругого подвеса ниже опорных платиков.

Трехосевой акселерометр по патенту России № 2416098 содержит три пары пьезопластин, соединительные проводники, инерционные массы, причем инерционная масса первой пары пьезопластин общая и имеет форму прямоугольного параллелепипеда, инерционная масса второй пары пьезопластин состоит из инерционной массы первой пары пьезопластин, самих первых пьезопластин, соединенных первой прямоугольной скобой, инерционная масса третьей пары пьезопластин состоит из инерционной массы вторых пьезопластин, самих вторых пьезопластин, соединенных тонкостенной прямоугольной втулкой, причем третья пара пьезопластин соединена второй прямоугольной скобой, являющейся основанием конструкции, а инерционная масса, скобы и втулка выполнены из токопроводящего материала. Технический результат: увеличение чувствительности акселерометра и уменьшение габаритов благодаря тому, что для второй и третьей пары пластин инерционная масса образуется с использованием массы большего объема и конструкция становится более компактной.

Векторный пьезоэлектрический вибропреобразователь по патенту России № 2347228 содержит корпус с закрепленным в нем пьезоэлементом, выполненным в виде прямоугольного параллелепипеда с квадратным основанием и с элементами съема заряда в виде электропроводящих поверхностей, закрепленных на его гранях и электрически изолированных друг от друга, проводники для съема зарядов и диэлектрическую подложку, на которой установлено квадратное основание пьезоэлемента, полярная ось которого перпендикулярная плоскости его крепления к подложке. Каждая электропроводящая поверхность выполнена в виде пластины с выступающим на одной из ее сторон за пределы соответствующей грани параллелепипеда лепестком, изготовленным из изотропной медной фольги и закрепленной на грани параллелепипеда посредством полимеризуемого термоактивного токопроводящего материала, при этом на каждой паре смежных пластин лепестки ориентированы на разные ребра параллелепипеда, в каждом лепестке выполнена просечка для крепления проводника для съема зарядов, а ось каждого лепестка совпадает с одной из плоскостей симметрии соответствующей пластины. Технический результат: повышение точности измерения и фазосбалансированности измеряемых компонент вектора за счет уменьшения параметров поперечной чувствительности путем вывода концентраторов напряжений за пределы областей съема заряда чувствительного элемента и увеличение эксплуатационной надежности устройства за счет крепления проводников для съема зарядов за пределами чувствительного элемента.

Пьезоэлектрический акселерометр по патенту России № 2301424 содержит многослойный пакет пьезокерамических пластин, состоящий из трех секций. Секции включают группы трех пластин. Конструкция секции определяется ее функциональным назначением. Секция 2, предназначенная для измерения продольной компоненты вибрации, содержит среднюю пластину, поляризованную целиком по толщине, и крайние пластины, неполяризованные и снабженные диаметральными пазами. Секция 3, предназначенная для измерения одной из поперечных компонент вибрации, содержит среднюю пластину, состоящую из двух сегментов, поляризованных в противоположных направлениях и разделенных неполяризованным промежутком, и крайние пластины, неполяризованные и снабженные диаметральными пазами. Секция 4, предназначенная для измерения другой поперечной компоненты вибрации, имеет конструкцию, аналогичную секции 3, и повернута на 90 вокруг продольной оси пакет относительно секции 3.

Технический результат: расширение функциональных возможностей за счет измерения виброускорения в трех взаимно перпендикулярных направлениях.

Пьезоэлектрический акселерометр по патенту России № 2402019 содержит основание корпуса, стойку, пьезоэлектрические шайбы, инерционную массу, гайку, крышку, выходной кабель, а также две изолирующие шайбы, изолирующую втулку, электропроводную шайбу и металлорукав. Стойка изготовлена отдельно от основания корпуса в виде винта, в основании корпуса сделано круглое отверстие. На стержень винта надеты одна изолирующая шайба и изолирующая втулка. Винт с нижней стороны основания вставлен в отверстие основания корпуса, сверху на стержень винта последовательно надеты другая изолирующая шайба, электропроводная шайба, пьезоэлектрические шайбы и инерционная масса, выполненная в виде опрокинутой чашки. Все отрицательные обкладки пьезоэлектрических шайб электрически соединены с инерционной массой и с экраном выходного кабеля, который пропущен через крышку и электрически изолирован от корпуса датчика, а все положительные обкладки соединены проводом, который проходит через отверстие в инерционной массе, с центральной жилой кабеля, помещенного в металлорукав. Технический результат: повышение чувствительности и точности акселерометра за счет значительного уменьшения уровня промышленных наводок и помех при использовании акселерометров благодаря полному экранированию от корпуса положительных обкладок пьезоэлектрических шайб и провода, соединяющего эти обкладки с выходом пьезоэлектрического акселерометра.

Патентные исследования показали, что на сегодняшний день существует достаточно большое количество акселерометров, разнообразных по своему устройству и имеющих как достоинства, так и недостатки.

Это подтверждает правомерность использования пьезоэлектрических акселерометров для измерения виброускорения.
3. Автоматизация газоперекачивающего агрегата ГПА-16Р «Уфа»
Компрессорный цех КС-18А компрессорной станции «Москово» оснащен системой автоматического управления и регулирования (САУР), построенной на базе программно-технических средств «Series 5» фирмы «Compressor Controls Corporation» (CCC).

Система автоматизированного управления и регулирования ГПА-16Р «Уфа» является информационно-управляющей системой, включающей в себя:



  • комплекс средств контроля и управления на базе программно-технических средств фирмы «ССС»;

  • станцию контроля и управления, включающую персональный компьютер, функциональную клавиатуру, видеомонитор, физические кнопки управления, цифровые индикаторы и блок бесперебойного питания;

  • комплект датчиков;

  • регулирующий клапан с сервоприводом для установки в линии подачи топлива;

  • регулирующий кран с сервоприводом в линии перепуска нагнетателя;

  • комплект дополнительного оборудования;

  • программное обеспечение;

  • комплект документации.


3.1 Назначение САУР ГПА


Система автоматического управления и регулирования «Series 5» фирмы ССС предназначена для автоматизации газоперекачивающего агрегата, входящего в состав газоперекачивающей станции. Автоматизации подлежит ГПА, состоящий из газотурбинного привода, центробежного нагнетателя и вспомогательных систем и оборудования. На различных режимах работы ГПА САУР выполняет управление газотурбинной установкой, антипомпажное регулирование ГПА. САУР ГПА обеспечивает:

  • прием, обработку и выдачу аналоговых и дискретных сигналов в соответствии с заданными алгоритмами функционирования;

  • гальваническое разделение между внутренними цепями управления и цепями датчиков и исполнительных механизмов;

  • прием, преобразование и представление в виде значений измеряемой физической величины аналоговых сигналов:

  1. силы и напряжения постоянного тока по ГОСТ 26.011;

  2. термопреобразователей сопротивления по ГОСТ 6651;

  3. термоэлектрических преобразователей по ГОСТ Р 50431;

  4. частоты напряжения или тока;

  • выдачу по каналам аналогового управления сигналов силы или напряжения постоянного тока;

  • прием и обработку дискретных входных сигналов:

  1. двухпозиционных потенциальных;

  2. типа «сухой контакт»;

  • выдачу дискретных выходных сигналов в виде состояния контактов выходных реле;

  • передачу информации на средства отображения и регистрации по стандартным интерфейсам типа RS-422/RS-485, Ethernet, ProfiBus.


3.2 Функции САУР ГПА
Функции, выполнение которых обеспечивает САУР ГПА, делятся на три группы:

  • функции управления;

  • функции регулирования;

  • информационные функции.

Функции управления.

К функциям логического управления и защиты относятся:



  • снятие запретов на срабатывание защит на остановленном агрегате с целью проверки и сдачи защит перед пуском ГПА;

  • автоматическую проверку пусковой готовности;

  • автоматическую защиту ГПА по технологическим параметрам;

  • автоматический пуск ГПА по команде оператора с выводом на режимы «Кольцо» или «Магистраль»;

  • автоматический пуск ГПА по команде оператора с заполненным контуром нагнетателя (например, после аварийного останова без стравливания газа) с выводом на режимы «Кольцо» или «Магистраль»;

  • автоматический перевод ГПА из режима «Кольцо» в режим «Магистраль» или из режима «Магистраль» в режим «Кольцо» по соответствующим командам оператора или командам САУ верхнего уровня;

  • управление режимами работы ГПА по командам оператора или командам САУР верхнего уровня;

  • автоматический нормальный останов по команде оператора;

  • автоматический аварийный останов со стравливанием и без стравливания газа по сигналам каналов защиты либо по команде оператора;

  • экстренный аварийный останов ГПА по команде оператора либо автоматически при выходе из строя основной и резервной электрических сетей или при отказе модуля логического управления САУР;

  • автоматический перезапуск с интервалом 3 с вспомогательных механизмов после кратковременного (от 1 до 5 с) пропадания напряжения 380 В, 50 Гц;

  • дистанционное управление исполнительными механизмами и вспомогательным оборудованием на работающем или неработающем агрегате;

  • запрет выполнения команд оператора при работе агрегата в автоматическом режиме, если они не предусмотрены алгоритмами управления или регулирования;

  • управление отладочными режимами (холодная прокрутка, горячая прокрутка, поэтапный пуск);

  • автоматическая перестановка в исходное положение кранов газовой обвязки перед пуском ГПА, после выбора режима работы;

  • взаимодействие (обмен сигналами) с автономными системами газового и пенного пожаротушения и контроля загазованности;

Функции регулирования двигателя.

Функции регулирования двигателя включают:



  • регулирование (стабилизацию) частоты вращения ротора силовой турбины (нагнетателя);

  • диапазон регулирования частоты вращения вала силовой турбины (нагнетателя) обеспечивается в пределах от 70 до 105% номинального значения частоты вращения (не менее);

  • автоматическое предельное регулирование (ограничение) по следующим параметрам:

1) температуре продуктов сгорания за ТНД по верхнему задаваемому пределу;

2) частоте вращения вала турбокомпрессора высокого давления по нижнему и верхнему задаваемым пределам;

3) давлению воздуха за воздушным компрессором высокого давления по верхнему задаваемому пределу;

4) приемистости двигателя (скорости изменения мощности);



  • реализация пропорционально-интегрального закона регулирования следующих параметров:

1) частоты вращения любого из валов;

2) температуры продуктов сгорания за ТНД;

3) давления воздуха за КВД;


  • формирование выходного сигнала управления подачей топлива в камеру сгорания (положением шагового двигателя регулирующего топливного клапана) по минимальному из сигналов, сформированных контурами регулирования. Выбор минимального сигнала осуществляется по тому из входных параметров, значение которого в данный момент времени требует наименьшего расхода топлива в камеру сгорания ГПА. Время обработки задач регулирования не превышает 10 мс.

Функции антипомпажного регулирования и защиты нагнетателя.

Любой центробежный компрессор характеризуется минимальным расходом, дальнейшее уменьшение которого приводит к помпажу.

Помпаж наступает, когда энергия, передаваемая лопатками рабочего колеса потоку газа, недостаточна для преодоления сопротивления сети со стороны нагнетателя при работе на режимах низких расходов. Помпаж является нестационарным процессом в центробежном компрессоре и выражается в срыве потока газа через рабочее колесо.

Задача систем противопомпажной защиты в данном случае сводится к предотвращению подхода рабочей точки компрессора к границе помпажа за счет регулирования его параметров (давления и расхода газа до и после компрессора). Для предотвращения помпажа САУР ГПА предотвращает дальнейшее уменьшение минимального расхода через нагнетатель путем открытия антипомпажного клапана и сброса части рабочей среды на вход компрессора.

Информационные функции.

К информационным функциям относятся:



  • непрерывный контроль технологических параметров, в том числе измерение и представление по вызову оператора на экране станции контроля и управления значений выбранных параметров в единицах физических величин по ГОСТ 8.417 – 81 с указанием знака и уставок (предупредительных и аварийных) данного параметра;

  • вызов по желанию оператора на экран контролируемых параметров в виде графиков или трендов с отображением на экране линий предупредительных и аварийных уставок;

  • представление на экране станции контроля и управления ГПА мнемосхем агрегата с указанием значений измеряемых параметров и положений исполнительных механизмов;

  • постоянное представление в цифровом виде значений следующих параметров:

1) температуры газа перед силовой турбиной;

2) частоты вращения вала силовой турбины;

3) перепада давления "масло-газ";


  • автоматическое обнаружение, отображение и звуковая сигнализация при достижении технологическими параметрами аварийных уставок;

  • автоматическое обнаружение, отображение и звуковая сигнализация при достижении технологическими параметрами предупредительных уставок;

  • представление информации о невыполненных предпусковых условиях и о невыполненных операциях в процессе пуска, работы, останова и других режимов ГПА;

  • представление информации об основных режимах работы ГПА: «ГОТОВ К ПУСКУ», «ПУСК», «КОЛЬЦО», «МАГИСТРАЛЬ», «НОРМАЛЬНЫЙ ОСТАНОВ», «АВАРИЙНЫЙ ОСТАНОВ»;

  • запоминание сигналов, вызвавших аварийный останов, а также значений основных технологических параметров агрегата при срабатывании аварийной защиты с возможностью ретроспективного анализа состояния агрегата за 60 с (с дискретностью 0,4 с) до момента формирования сигнала «аварийный останов» и после аварии;

  • представление информации о неисправности цепей управления особо ответственными исполнительными механизмами или отсутствии напряжения на исполнительных механизмах;

  • формирование массивов текущей и ретроспективной информации в виде непрерывно обновляемых файлов данных по заданным измеряемым параметрам, режимам работы ГПА, отклонениям технологических параметров.


3.3 Описание аппаратной реализации САУР ГПА
Агрегатный контроллер (UC) включает в себя:

  • TTCM – модуль автоматического управления и регулирования, оснащенный прикладным программным обеспечением и предназначенный для выполнения функций управления, регулирования, коммуникации и самодиагностики;

  • LIOM – модуль местного ввода/вывода сигналов, предназначенный для скоростного ввода в центральный процессор аналоговых и дискретных сигналов, необходимых для быстрого решения задач регулирования и защиты технологического агрегата;

  • RIOM – модуль дистанционного ввода/вывода сигналов, предназначенный для организации связи между модулем управления и регулирования (ТТСМ) и устройствами дистанционного ввода/вывода сигналов;

  • CPCI-6-S – блок-каркас со встроенными вентиляторами, предназначенный для размещения плат местного и дистанционного ввода/вывода сигналов с соответствующими им переходными модулями;

  • PSMU – блок питания универсальный, предназначенный для обеспечения резервированного стабилизированного электропитания всех модулей, размещенных в блок-каркасе CPCI-8-S.

Схема взаимодействия программно-аппаратных модулей.

На рисунке 3.1 представлен наиболее общий вариант взаимодействия функциональных программных модулей САУР Series 5.



Сокращенный перечень сигналов, участвующих в обмене между функциональными модулями, приведен в таблице 3.1.



Рисунок 3.1 - Структурная схема взаимодействия функциональных программных модулей
Таблица 3.1 - Пример организации обмена между модулями

№ входа

Сигнал

01

Давление на всасывании нагнетателя

02

Давление в нагнетании нагнетателя

03

Температура на всасывании нагнетателя

04

Температура в нагнетании нагнетателя

05

Перепад давления на конфузоре нагнетателя

06

Положение АПК

07

Управление АПК

08

Частота вращения СТ

09

Частота вращения ТВД

10

Частота вращения ТНД

11

Температура продуктов сгорания

12

Давление воздуха за КВД

13

Температура наружного воздуха

14

Положение топливного регулирующего клапана

15

Резерв

16

Управление топливным регулирующим клапаном

17

Резерв

18

Передача сигнала по частоте вращения СТ

19

Сигнал аварийного останова

20

Помпаж

21

Дистанционное задание частоты вращения СТ

22

Статус функционального модуля GT

23

Передача сигналов по частоте вращения СТ, ТВД, ТНД

24

Передача сигналов по температуре продуктов сгорания

25

Передача сигналов по давлению КВД

26

Передача сигналов по положению топливного регулирующего клапана

27

Сигналы по управлению модулями GT, PC

28

Аналоговые и дискретные датчики ГПА, используемые в алгоритмах управления

29

Дискретные датчики положения кранов и ИМ ГПА

30

Управление вспомогательными ИМ ГПА

31

Управление стопорным клапаном

32

Управление крановой обвязкой ГПА

33

Команда оператора на экстренный аварийный останов

34

Передача сигналов по давлению на входе и выходе нагнетателя

35

Передача сигналов по положению АПК

36

Статус функционального модуля AS

37

Упреждающие сигналы связанных контуров регулирования AS и PC

38

Расстояние между рабочей точкой нагнетателя и линией настройки антипомпажного регулятора

39

Статус функционального модуля PC


3.4 Функциональная схема автоматизации ГПА
Функциональная схема автоматизации ГПА представлена на рисунке 3.2.

В газотурбинных установках контроль и сигнализация осуществляется по большому числу параметров. Основные из них включены в систему аварийно-предупредительной защиты и сигнализации. К ним относятся:



  • температура подшипников компрессора;

  • давление топливного газа;

  • давление газа на входе и выходе компрессора;

  • температура газа на входе и выходе компрессора;

  • частота вращения валов ТВД, ТНД, СТ;

  • перепад давления на конфузоре нагнетателя;

  • перепад давления между газом и маслом уплотнения в полости нагнетателя;

  • осевой сдвиг ротора нагнетателя;

  • вибрация подшипников двигателя и нагнетателя;

  • температура продуктов сгорания.

Объем перекачиваемого газа в нагнетателе зависит от степени сжатия, которая, в свою очередь, зависит от оборотов двигателя. Датчики частоты вращения типа «ДЧВ-2500А» установлены на ТВД, ТНД и СТ (позиции 12, 16, 29). Cигнал, преобразованный в унифицированный (4-20 мА), поступает на вход модуля управления расходом топлива платы ТТСМ. Модуль управления расходом топлива изменяет степень открытия топливного регулирующего клапана.

Основная задача топливного регулирующего клапана состоит в таком изменении расхода топлива, которое обеспечит стабилизацию частоты вращения силовой турбины на заданном уровне. Контроль за скоростью вращения валов ТВД и ТНД позволяет определить степень загрузки агрегата, предотвращает работу агрегата на запрещенных оборотах.

Измерение температуры выхлопных газов на выходе из газогенератора необходимо для создания необходимого соотношения топливо/воздух в камере сгорания. Резкие скачки температур или повышение сверх номинальных значений могут привести к тепловым деформациям частей турбины, в результате чего может возникнуть понижение прочности материала и его свойств. Преобразователь термоэлектрический (позиция 13) установлен в полости между ТНД и СТ. Сигнал по температуре поступает на вход модуля управления расходом топлива платы ТТСМ. Модуль GT изменяет степень открытия топливного регулирующего клапана. Верхняя предельная уставка по температуре выхлопных газов 650 С.

Измерение давления технологического газа на входе и выходе нагнетателя осуществляется датчиком давления типа «Honeywell STD97L», установлен на трубопроводе после нагнетателя. Унифицированный сигнал (4-20 мА) с датчика давления поступает на вход функционального модуля противопомпажного регулирования. Модуль AS предотвращает помпаж нагнетателя на всех режимах работы агрегата путем управления клапаном рециркуляции компримируемого газа.

Система уплотнения вала нагнетателя необходима для того, чтобы обеспечивать герметичность газовых полостей и не допускать выброс газа в машинный зал. Защита по перепаду давления между газом и маслом уплотнения в полости нагнетателя (позиция 1) останавливает агрегат при снижении перепада давления менее 0,05 МПа, осуществляется с помощью преобразователя измерительного разности давлений типа «Honeywell STD924».

При эксплуатации турбоустановок повреждения опорных и упорных подшипников приводят к длительным простоям турбин. Подшипники турбин фиксируют положение вращающегося ротора относительно неподвижных деталей цилиндра и воспринимают различные нагрузки. Температуру этих подшипников целесообразно измерять отдельными показывающими или регистрирующими приборами. Защита по температуре упорного и заднего подшипников нагнетателя (позиция 2 и 10) осуществляется с помощью термометров сопротивления типа «ТСПУ 205», установленных на вкладышах упорных подшипников. Подшипниковые термопреобразователи имеют инерционность от 4 до 8 с. Основными причинами повышения температуры опорных подшипников являются: уменьшение расхода масла, которое может произойти вследствие попадания посторонних предметов в маслопроводы, засорения дроссельных шайб на подводящих маслопроводах, снижения давления масла за маслоохладителями и др. При повышении температуры выше 80 С происходит остановка ГПА по аварии, так как может произойти выплавление рабочей поверхности.

Одним из основных параметров системы управления является сигнал по расходу. Он используется не только в алгоритмах антипомпажной защиты, но и распределения нагрузки между агрегатами. Для измерения расхода газа применяются конфузоры (позиция 18-1, 28-1), создающие местный перепад давления, который с помощью датчики (позиция 18-2, 28-2) преобразуется в нормированный электрический выходной сигнал, поступающий на функциональный модуль противопомпажного регулирования.

Измерение температуры газа на входе нагнетателя (позиция 25), выходе нагнетателя (позиция 24) и температуры воздуха на входе в КНД (позиция 3) осуществляется с помощью термометра сопротивления марки ТСПУ. Выходной сигнал поступает на функциональны модуль противопомпажного регулирования. При повышении температуры на выходе нагнетателя газ разогревает изоляцию трубы. Контроль за этим параметром позволяет не допустить этой аварийной ситуации.

Важным параметром для регулирования является давление воздуха за осевым компрессором (позиция 33), используемое для создания необходимого соотношения топливо/воздух в камере сгорания. Измерение осуществляется с помощью датчика типа «Honeywell STD97L». Унифицированный сигнал (4 - 20 мА) поступает на вход модуля управления расходом топлива платы ТТСМ. Модуль GT изменяет степень открытия топливного регулирующего клапана. Защита по давлению воздуха снижает обороты турбины при превышении давления выше 0,78 МПа.

Контроль осевого сдвига ротора и вибрации газогенератора и силовой турбины предотвращает разрушение конструкции агрегата.

Перечень приборов, используемых для автоматизации газоперекачивающего агрегата, приведён в таблице 3.2.

Таблица 3.2 – Приборы, используемые для автоматизации ГПА



Позиционное обозначение

Наименование

Кол-во

Примечание

1, 7, 17, 27, 18-2, 28-2

Датчик перепада давления HW STD924 – E1G - 00000

6




2, 3, 5, 6, 10, 11, 24, 25

Термопреобразователь сопротивления ТСПУ 205

8




4

Датчик разряжения Метран-100-ДВ

1




8, 19, 22, 23, 26, 33

Датчик давления HW STD97L – E1G - 00000

6




9, 31

Датчик абсолютной вибрации МВ-46

2




12, 16, 29

Датчик частоты вращения ДЧВ-2500А

3




13

Преобразователь термоэлектрический ТХАУ 002-01.17

1




14, 15, 20, 21, 30

Датчик вихретоковый ВД-16

5




18-1,28-1

Устройство сужающее УСБ100-6,4-ХЛ2

2




32, 37, 38, 39, 40, 41, 42, 43

Кран соленоидный

8




34

Клапан топливный регулирующий «АМОТ»

1




35

Прибор контроля пламени «Пламя»

1




36

Клапан антипомпажный «Mokveld»

1



Система защиты обеспечивает защиту агрегата во время пуска и остановки, также автоматически выполняет операции, необходимые для восстановления нормального режима в процессе работы. При аварийном режиме она останавливает агрегат и подает аварийный сигнал обслуживающему персоналу.

Защитные устройства предотвращают повреждение агрегата и обеспечивают безопасность обслуживающего персонала при возникновении аварийных состояний. Все системы защиты действуют независимо от системы управления с тем, чтобы при возникновении неисправности в системах управления, системы защиты не вышли бы из строя. Во всех случаях быстрое отключение турбины и остановка агрегата при возникновении опасного состояния осуществляется предотвращением подачи топливного газа к камере сгорания стопорным клапаном.

Система защиты ГПА предохраняет агрегат в случае отклонения показателей за допустимые пределы: давления масла смазки, осевого сдвига роторов, температуры подшипников, перепада «масло-газ», температуры продуктов сгорания, давления топливного газа, частоты вращения роторов, вибрации подшипников, а также в случаях погасания факела в камере сгорания.

Приведем краткое описание основных компонентов ПАЗ.

Защита по давлению масла смазки. Эта защита останавливает агрегат при падении давления в смазочных системах турбины и нагнетателя ниже установленных величин. Низкое давление масла смазки может нарушить условия смазки и вызвать разрушение подшипников ГПА. Поэтому необходимо проверить включение защиты по маслу. Измерение давления производится электроконтактными манометрами. Эти манометры имеют в своей конструкции две контактные группы для уставок, одна из которых замыкается при понижении давления ниже заданного, а другая при превышении заданного давления.

Защита по погасанию факела. Система обнаружения пламени выполняет две функции. Во время нормального запуска агрегата светочувствительные элементы фотореле обнаруживают установление пламени в камере сгорания и разрешают продолжать последовательность запуска агрегата. В противном случае прекращается подача топливного газа и, таким образом, исключается возможность его скопления в турбине, а следовательно, и возможность взрыва. В случае срыва пламени во время работы немедленно прекращается подача топливного газа в камеру сгорания, в результате чего исключается возможность поступления несгоревшего топлива в патрубок тукбины, где могло бы произойти зажигание в результате соприкосновения топливного газа с горячими поверхностями, что опасно как для обслуживающего персонала, так и для самого оборудования.

Защита по осевому сдвигу роторов. При осевом сдвиге возможно задевание вращающихся деталей агрегата за неподвижные и разрушение отдельных узлов агрегата.

Защита по перепаду давления между маслом уплотнения и газом в полости нагнетателя. Для предотвращения протечек газа по валу из нагнетателя в машинный зал применяется система уплотнения нагнетателя. Для поддержания постоянной разности давления между маслом и газом применяется регулятор перепада давления (РПД).

Защита от превышения температуры газа. При нормальных условиях эксплуатации температура газа обычно поддерживается регулированием расхода топлива. Однако при неисправностях в системе регулирования количество подаваемого топлива, а значит, и температура газа могут превысить установленные пределы. Это может привести к выгоранию лопаток проточной части, разрушению лопаточного аппарата. В начале система защиты от превышения температуры газа включает предупредительный звуковой сигнал и световой сигналы, что указывает на необходимость разгрузки турбины, предотвращая тем самым ее отключение. Если же температура газа будет продолжать повышаться, то система защиты останавливает агрегат. Система защиты спроектирована таким образом, что является независимой от системы регулирования температуры газа.

Защита по превышению частоты вращения роторов ТВД, ТНД. Система защиты от превышения частоты вращения предназначена для защиты газовой турбины от возможных повреждений, вызываемых превышением максимальной частоты вращения валов ТНД, ТВД. При превышении частоты вращения может произойти отрыв лопаток, разрушение замков и дисков, могут появиться осевые сдвиги и разрушения подшипников.

Защита по температуре подшипников. Система защиты по температуре подшипников выдает предупреждающий и аварийный сигналы при возрастании температуры выше допустимой, что может привести к разрушению подшипников, осевым сдвигам, повышенной вибрации.

Система защиты от вибраций. Защита агрегата от вибрации осуществляется с помощью датчиков, размещаемых на корпусах подшипников ГПА. Повышенная вибрация может привести к нарушению условий смазки и разрушению подшипников, задеваниям вращающихся деталей в проточной части. Имеется два уровня вибрации. При достижении первого уровня включается предупредительная сигнализация. При достижении второго уровня срабатывает аварийная сигнализация и происходит остановка агрегата.

Описание защит ГПА приведено в таблице 3.3.


Таблица 3.3 – Защиты ГПА

№ сценария

Позиционное обозначение по ФСА

Условие срабатывания

Действие защиты

1

GE 21

Превышение вибрации ЗОН (гор) выше 115 мкм

Закрытие стопорного клапана

2

GE 14

Превышение осевого сдвига Н выше ±0,8 мм.

Закрытие стопорного клапана

3

GE 15

Превышение вибрации ПОН (вер) выше 115 мкм.

Закрытие стопорного клапана

4

SE 16

Превышение частоты вращения СТ выше 5100 об/мин.

Частичное закрытие ТРК

5

SE 29

Превышение частоты вращения ТНД выше 5800 об/мин

Частичное закрытие ТРК

6

SE 12

Превышение частоты вращения ТВД выше 7900 об/мин

Частичное закрытие ТРК

7

GE 31

Превышение вибрации ГГ выше 55 мм/с.

Закрытие стопорного клапана

8

GE 9

Превышение абсолютной вибрации СТ выше 45 мм/с

Закрытие стопорного клапана

9

GE 30

Превышение вибрации ПОН (гор) выше 115 мкм.

Закрытие стопорного клапана

10

GE 20

Превышение вибрации ЗОН (вер) выше 115 мкм.

Закрытие стопорного клапана

11

PDT 1

Снижение перепада Р между газом и маслом уплотнения < 0,05 МПа

Закрытие стопорного клапана, 12 крана, открытие 9 крана

12

FE 28-1

Снижение перепада Р на конфузоре Н < 0,05 МПа

Открытие крана 6р

13

TT 2

Превышение температуры заднего подшипника Н выше 70 °С

Закрытие стопорного клапана

14

PT 23

Превышение давления газа на выходе нагнетателя выше 7,3 МПа

Открытие крана 6р

15

TT 10

Превышение температуры упорного подшипника нагнетателя выше 70 °С

Закрытие стопорного клапана

16

TE 13

Превышение температуры выхлопных газов выше 650 °С

Частичное закрытие ТРК

17

BA 35

Отсутствие пламени в камере сгорания

Закрытие ТРК, стопорного клапана

Примечание: гор. – горизонтальный; вер. – вертикальный.


3.5 Основные технические средства измерения и контроля
Топливный контроллер для газовых турбин.

Основная задача топливного регулирующего клапана состоит в таком изменении расхода топлива, которое обеспечит стабилизацию частоты вращения силовой турбины на заданном уровне. При любом заданном давлении на стороне нагнетания расход рабочей среды, проходящей через компрессор является функцией частоты его вращения. Для поддержания постоянного давления на нагнетании с учетом различных потребностей процесса используется схема каскадного регулирования, связывающего давление с частотой вращения. Контур регулирования давления изменяет уставку контура регулирования частоты вращения, который влияет на расход топлива. В конечном результате турбина развивает достаточную мощность для сжатия требуемого количества газа.

В состав механической части входят поворотный топливный клапан для регулирования расхода топливного газа и исполнительный поворотный механизм. Поворотный топливный клапан представляет собой разгруженное от усилий устройство с высокоточным регулированием расхода топливного газа по всему диапазону режимов работы агрегата – от зажигания, до работы на полной мощности. Корпус клапана рассчитан на избыточное давление 10 МПа.

В обычном исполнительном механизме используется шаговый электродвигатель с цифровым управлением и передаточный механизм с прецизионной прямозубой цилиндрической зубчатой передачей. Обратная связь по положению осуществляется цифровым датчиком положения. Исполнительный механизм создаёт крутящий момент до 50 Н/м и совершает поворот на 60 градусов за 250 мс.

Регулирование положения рабочего органа исполнительного механизма осуществляется по сигналам положения в диапазоне 4-20 мА. При помощи АЦП входной сигнал преобразуется в 12-ти разрядную величину, по которой текущее положение рабочего органа исполнительного механизма сравнивается с требуемым. Сигнал рассогласования рассчитывается по разности между текущими и требуемыми положениями. Затем система управления определяет, сколько шагов потребуется для перемещения рабочего органа из текущего положения в требуемое, и инициирует перемещение в нужную точку. Конструкция клапана обеспечивает «замораживание» состояния клапана в случае неисправности источника постоянного тока или достижения заданной величины управляющего сигнала.

Поворотный топливный клапан работает в паре с контроллером в эксплуатационном режиме (рисунок 3.3).

Сразу после подачи питания система пытается уменьшить рассогласование между текущим положением исполнительного органа клапана и введённой уставкой.

При нормальной работе системы контроллер пытается уменьшить любое рассогласование между заданным посредством уставки и текущим положением рабочего органа.

Вихретоковый датчик типа «ВД-16».

Вихретоковый датчик типа «ВД-16» предназначен для измерения виброперемещения и осевого сдвига валов подшипников скольжения [3].

Вихретоковые датчиковые системы предназначены для бесконтактного измерения вибрации и частоты вращения электропроводящих объектов. Они применяются для диагностики состояния промышленных турбин, компрессоров, электромоторов.

Рисунок 3.3 – Структурная схема топливного клапана с контроллером


Вихретоковый датчик состоит из бесконтактного вихревого пробника, удлинительного кабеля и драйвера.

Вихревой пробник представляет собой металлический зонд с диэлектрическим наконечником на одном конце и небольшим отрезком коаксиального кабеля на другом. С помощью коаксиального удлинительного кабеля пробник подключается к драйверу. Драйвер представляет собой электронный блок, который вырабатывает сигнал возбуждения пробника и осуществляет выделение информативного параметра. Драйвер обеспечивает возбуждение электромагнитных колебаний в катушке, в результате чего возникает электромагнитное поле, которое взаимодействует с материалом контролируемого объекта. Выходным сигналом драйвера является, электрический сигнал пропорциональный расстоянию от торца вихревого пробника до контролируемого объекта.

В торце диэлектрического наконечника вихревого пробника находится катушка индуктивности. Драйвер обеспечивает возбуждение высокочастотных колебаний в катушке, в результате чего возникает электромагнитное поле, которое взаимодействует с материалом контролируемого объекта. Если материал обладает электропроводностью, на его поверхности наводятся вихревые токи, которые, в свою очередь, изменяют параметры катушки - ее активное и индуктивное сопротивление. Параметры меняются при изменении зазора между контролируемым объектом и торцом датчика. Драйвер преобразует эти изменения в электрический сигнал, осуществляет его линеаризацию и масштабирование. Схематичное изображение принципа работы вихретокового датчика представлено на рисунке 3.4.

Рисунок 3.4 – Схематичное изображение принципа работы вихретокового датчика


Вихретоковые датчики обладают хорошим частотным откликом (реакция на изменение расстояния между торцом пробника и объектом контроля). Обычно частотный диапазон составляет 0 - 10000 Гц. При этом неравномерность амплитудно-частотной характеристики не превышает 0,5 дБ.

Входным параметром вихретокового датчика является величина зазора между торцом пробника и электропроводящим объектом. Величина измеряемого зазора составляет несколько миллиметров и зависит от диаметра катушки, заключенной в торце диэлектрического наконечника. Выходной сигнал, пропорциональный измеряемому зазору, может быть представлен в виде напряжения, тока или в цифровом формате (определяется типом системы наблюдения).

Вихретоковый метод обладает исключительной точностью, поскольку не только не имеет нижнего предела по частоте, но и не требует математической обработки результатов измерения ввиду прямого соответствия выходного сигнала текущему смещению вала или измерительного буртика относительно корпуса.

Для измерения величины радиальной вибрации, как правило, используют два датчика установленные перпендикулярно валу и развернутые относительно друг друга на 90 градусов. Ортогональное X-Y размещение датчиков улучшает диагностические возможности, поскольку при наличии соответствующих средств мониторинга позволяет визуально наблюдать орбиту движения вала в радиальной плоскости.

Для измерения осевого сдвига датчик размещают параллельно оси в торце вала и (или) параллельно плоскости измерительного буртика. В некоторых случаях для усиления диагностических возможностей в торце вала рекомендуется устанавливать два датчика. Это позволяет помимо смещения измерять угол отклонения вала от осевой линии.

Прибор контроля пламени типа «Пламя».

Контроль факела осуществляется прибором типа «Пламя», работающим по принципу обнаружения низкочастотных (6 Гц) пульсаций пламени в камере сгорания. Конструктивно прибор состоит из фотодатчиков типа ФД-2 и вторичного устройства. Прибор обеспечивает быстродействующую защиту турбины от срыва факела в камере сгорания, а также выдает сигнал в систему управления о появлении факела при пуске ГПА [3].

В качестве чувствительного элемента фотодатчика, преобразующего пульсации светового потока в электрический сигнал, используется фоторезистор типа ФСА-Г1. Датчики устанавливаются напротив специальных смотровых окон камеры сгорания так, чтобы расстояние между окном и защитным стеклом датчика было в пределах 100-200 мм. Это необходимо для предохранения фоторезистора от нагрева прямым излучением факела. От датчика электрический сигнал поступает на вторичный прибор, где с помощью разделительного конденсатора выделяется переменная составляющая, возникающая из-за пульсации яркости пламени в камере сгорания, что делает схему нечувствительной к излучению горячих стенок камеры сгорания, которое сохраняется и после погасания факела.

Датчик частоты вращения типа «ДЧВ-2500».

Для измерения частоты вращения валов ТВД и ТНД используется датчик частоты вращения типа «ДЧВ-2500» [3].

Принцип действия частотно-импульсных тахометров основан на измерении частоты переменной ЭДС, пропорциональной частоте вращения вала.

Датчик частоты вращения типа «ДЧВ-2500» предназначен для выдачи электрических импульсов напряжения, частота следования которых пропорциональна угловой скорости вращения вала авиадвигателя. Принцип действия датчика типа «ДЧВ-2500» заключается в индуцировании электрических импульсов напряжения в обмотке датчика за счет изменения сопротивления магнитной цепи при вращении, индуктора под торцом датчика. Схема датчика типа «ДЧВ-2500» приведена на рисунке 3.5.

Датчик частоты вращения состоит из катушки 3 постоянного магнита 5, корпуса 2 и штепсельного разъема 1 со штепсельной колодкой и штырями.

Датчик является генератором электрических импульсов напряжения и работает следующим образом: при вращении индуктора 4 каждый из его зубьев проходит в непосредственной близости от торца датчика, результатом чего является возникновение ЭДС, индуцируемой в катушке датчика. Частота импульсов напряжения, снимаемая с датчика, соответствует частоте прохождения зубьев мимо его торца, зависит от частоты вращения индуктора и, следовательно, вала двигателя.


1 – штепсельный разъем; 2 – корпус; 3 – катушка; 4 – индуктор; 5 – постоянный магнит

Рисунок 3.5 – Схема датчика типа «ДЧВ-2500 А»

4. Анализ методов и средств повышения достоверности виброметрической информации
Современная техника требует создания универсальных методов достоверной оценки работоспособности оборудования, как в текущий момент времени, так и в прошлых и в будущих промежутках времени. Поэтому разработка эффективных методов контроля технологических параметров ГПА, связанных с выявлением неисправностей на ранней стадии их возникновения, является приоритетным направлением в газовой промышленности.

Виброконтроль ГПА входит в систему противоаварийной защиты (ПАЗ). К надежности систем ПАЗ предъявляются особые требования. Датчик вибрации вносит свой вклад в конечный результат измерения параметров вибрации, поэтому достоверность зависит от качества датчика.

Целью данного дипломного проекта является повышение надежности работы газоперекачивающего агрегата по данным вибромониторинга за счет увеличения достоверности и эффективного использования комплексных параметров вибрации. Для этого необходимо решить следующие задачи:


  • проанализировать источники вибрации ГПА;

  • проанализировать существующие методы и средства обнаружения вибрации и выбрать оптимальные средства мониторинга для газоперекачивающего агрегата ГПА-16Р «Уфа»;

  • разработать компьютерную модель датчика абсолютной вибрации для увеличения надежности срабатывания системы ПАЗ.


4.1 Анализ источников вибрации ГПА
Транспортировка природного газа невозможна без эффективной работы газоперекачивающих агрегатов. Эффективная работа газоперекачивающего агрегата позволяет снизить стоимость эксплуатации, увеличить межремонтный ресурс, снизить трудозатраты на обслуживание, своевременную постановку на ремонт. Большое значение в связи с этим приобретает оснащение агрегатов современными комплексами, позволяющими проводить диагностику технического состояния в процессе их работы, среди которых особое место занимает вибрационная диагностика. Возврат средств, затраченных на приобретение и эксплуатацию диагностических систем, обычно происходит при первом предотвращении неисправности.

Вибрация является одной из наиболее распространенных причин, ограничивающих надежность роторного оборудования. Повышенная вибрация приводит к снижению срока службы агрегата и может привести к аварии. С другой стороны, вибрация – это наиболее информативный сигнал, характеризующий состояния механических частей и агрегата в целом. Измеряя и исследуя сигнал вибрации, можно решить две важные задачи:



  • во-первых, организовать систему противоаварийной защиты агрегата (при превышении аварийной уставки вибрации оборудование можно автоматически остановить на начальном этапе аварии, не допустив его полного разрушения);

  • во-вторых, системы вибромониторинга и вибродиагностики позволяют перейти на ремонт по техническому состоянию, что намного выгоднее ныне существующей системы планово-предупредительного ремонта.

Цель контроля вибрации – своевременное предотвращение развития аварии с серьезными разрушениями контролируемого оборудования. Система вибромониторинга позволяет в режиме реального времени проводить оценку технического состояния газоперекачивающего агрегата и его узлов, определяя характер и локализацию дефекта по соответствующим вибрационным параметрам работы агрегата. Работа газоперекачивающего агрегата невозможна без действия возмущений, поскольку вращение роторов связано с колебательными явлениями. Мониторинг и диагностика по вибросигналу основаны на том, что каждый дефект создает вибрацию на характерной для него частоте. Причинами этих вибраций являются:

  • небаланс масс ротора (несовпадение центра тяжести масс ротора или отдельных его частей с осью вращения);

  • расцентровка валов (несовпадение осей вращения роторов газогенератора и силовой турбины);

  • механические причины (большие зазоры в опорах роторов);

  • масляная вибрация (вибрация, вызванная пульсацией параметров масла в опорах ротора);

  • помпаж;

  • колебания, возбуждаемые подшипниками качения – вследствие геометрических погрешностей.

Вибрация агрегата определяется силой возбуждения, ее направлением и частотой. При вращении ротора неуравновешенные массы вызывают вращающиеся вместе с ротором центробежные силы. Последние вызывают вибрации ротора и подшипников, а также изгибают ротор. Поэтому в газоперекачивающем агрегате силы возбуждения связаны прежде всего с процессом вращения валов.

Вибрация, как протекающий во времени процесс, описывается соответствующим законом колебаний и характеризуется определенными параметрами этого закона. В роторном оборудовании характер взаимодействия элементов подчинен периодическому закону, связанному с вращательным движением. В таких агрегатах периодические возбуждения проявляются как сумма гармонических составляющих, кратных основной частоте возмущения, то есть в виде полигармонической вибрации (сумма гармонических колебаний разных частот). Вибрация описывается тремя независимыми параметрами: амплитудой, частотой и фазой. Мерой амплитуды вибрации является вибросмещение. Вибросмещение равно расстоянию от точки отсчета или от положения равновесия. Вибросмещение представляет интерес в тех случаях, когда необходимо знать относительное смещение объекта. Помимо колебаний по координате вибрирующий объект испытывает колебания скорости и ускорения. Скорость представляет собой быстроту изменения координаты и обычно измеряется в мм/с. Ускорение есть скорость изменения скорости и обычно измеряется в мм/с2.

Одни и те же вибрационные данные, представленные в виде графиков смещения, скорости или ускорения, будут выглядеть по-разному. Вибросмещение имеет большие значения в низкочастотной области и малые значения в высокочастотной. Этот параметр используется для ограничения механического перемещения, так как характеризует максимальное смещение тела. Виброускорение, напротив, возрастает в выокочастотной области и имеет малые значения при низкой частоте. Этот параметр характеризует силы, действующие в объекте, и используется для анализа и контроля максимальных сил при возможности возникновения деформации. Виброскорость имеет равномерный спектр. Виброскорость характеризует кинетическую энергию, сосредоточенную в объекте. При контроле вибрации наиболее удобным является параметр виброскорости, так как легче нормировать параметр с равномерным спектром. На рисунке 4.1 один и тот же вибрационный сигнал представлен в виде виброперемещения, виброскорости и виброускорения.

Важным является вопрос, каким значением нужно пользоваться при определении уровня вибропараметра. График виброперемещения трудно анализировать на высоких частотах, зато высокие частоты хорошо видны на графике ускорения. Спектр виброскорости наиболее равномерен.

Виброперемещение наиболее целесообразно характеризовать размахом колебания, так как при наличии четных гармоник наибольшие значения положительного и отрицательного отклонений могут быть различными. Поэтому только размах, то есть сумма абсолютных значений наибольших положительных и отрицательных отклонений, может быть принят за меру виброперемещения. Датчик, измеряющий виброперемещение, называется виброметр (проксиметр) [4].

а) б) в)


Рисунок 4.1 – Спектр вибрационного сигнала: а – виброперемещение; б – виброскорость; в – виброускорение
Виброскорость обычно определяют среднеквадратическим значением. Основным преимуществом измерения среднеквадратических значений является независимость этих значений от сдвигов фаз между отдельными составляющими спектров измеряемой вибрации. Виброскорость измеряют велосиметром.

Датчик, измеряющий виброускорение, называется акселерометр.


4.2 Анализ существующих методов и средств обнаружения вибрации
Процесс преобразования виброперемещения в виброскорость или виброскорости в виброускорение эквивалентен математической операции дифференцирования. Обратное преобразование виброускорения в виброскорость и виброскорости в виброперемещение является по сути интегрированием. На практике, дифференцирование приводит к росту шумовой составляющей сигнала. Интегрирование, напротив, может быть осуществлено с высокой точностью с помощью простых электрических цепей. Это является одной из причин, почему акселерометры сегодня стали основными датчиками вибрации: их выходной сигнал можно легко подвергнуть однократному или двухкратному интегрированию и получить либо виброскорость, либо виброперемещение.

Датчик вибрации – это устройство, которое преобразует механическое колебание в электрический сигнал. В основе всех средств измерения и анализа сигналов вибрации лежат три блока, выполняющие разные операции. Первый – датчик вибрации, преобразующий колебаний в электрический сигнал. Второй – фильтр, выделяющий компоненты сигнала в необходимой области частот. Третий – детектор, служащий для оценки амплитуды выделенных компонент. На рисунке 4.2 показана структура прибора для оценки общего уровня вибрации корпуса агрегата.

Защита ГПА по вибрации осуществляется с помощью датчиков абсолютной вибрации и датчиков относительной вибрации. Имеется два уровня вибрации. При достижении первого уровня включается предупредительная сигнализация.

Рисунок 4.2 – Структура прибора для оценки общего уровня вибрации корпуса агрегата


При достижении второго уровня срабатывает аварийная сигнализация и происходит остановка агрегата.

Различные узлы агрегата требуют различного подхода с точки зрения контролируемого параметра вибрации. Вибрационный контроль ГПА обычно осуществляется двумя способами: это виброскорость корпуса газогенератора и силовой турбины с помощью пьезоэлектрических акселерометров и виброконтроль ротора турбины нагнетателя с помощью вихретоковых датчиков относительной вибрации, которые устанавливаются на статоре и контролируют виброперемещение ротора.

Вибрация силового корпуса возбуждается жестким неуравновешенным ротором. Она характеризует общее вибрационное состояние двигателя – это степень неуравновешенности ротора и степень возбуждения вибрации несиловых элементов. Она же характеризует общую колебательную энергию двигателя. Поскольку кинетическая энергия прямо пропорциональна массе и квадрату виброскорости, то общая колебательная энергия сосредоточена в основном в главных массах двигателя, а вибрация силового корпуса является ее определяющей характеристикой. Соответственно, вибрация силового корпуса может быть названа общей вибрацией двигателя.

На газоперекачивающем агрегате также производится контроль относительной вибрации опор нагнетателя и осевого сдвига нагнетателя. Относительная вибрация вала – это быстрые движения вала по отношению к рабочей трущейся поверхности подшипников. Относительное перемещение вала – это изменение положения вала в осевом направлении относительно первоначального. Относительная вибрация вала характеризует движение ротора относительно центра его оси, прогиб оси вала при вращении.

Превышение осевого сдвига характеризует степень изношенности подшипников или недостаточную их жесткость. Под осевым сдвигом понимается изменение расстояния в осевом направлении между упорным подшипником и направляющим диском. Упорный подшипник должен задерживать осевые усилия в агрегате. При повреждении упорного подшипника в такой же степени может иметь место повреждение рабочих лопаток и даже полный выход агрегата из строя.

Абсолютная вибрация корпуса газогенератора измеряется относительно фиксированной системы отсчета, находящейся в самом датчике. Датчики устанавливаются на корпусе агрегата. Вибрация корпуса происходит потому, что на корпус действуют разные силы, включая динамические силы вибрирующего ротора, которые передаются через подшипники на корпус. Величина вибрации корпуса зависит от относительных масс ротора и корпуса, жесткости опорной конструкции самого корпуса [5].

Энергию вибрации агрегата несут в себе основные роторные гармоники, которые имеют частоты, кратные частотам вращения роторов. Поэтому для оперативного анализа вибрации газоперекачивающего агрегата необходимо применение каналов, позволяющих контролировать не только уровень вибрации, но и частоту вращения роторов.

Для определения абсолютной вибрации газогенератора и силовой турбины используют пьезоэлектрические однокомпонентные акселерометры, измеряющие проекцию вектора виброускорения на собственную ось датчика, то есть в направлении, перпендикулярном плоскости основания. Пьезоэлектрический акселерометр является датчиком инерционного типа. Его выходной сигнал пропорционален ускорению поверхности, на которой он установлены.

Принцип работы пьезоэлектрических вибропреобразователей основан на явлении прямого пьезоэффекта. При прямом пьезоэффекте, под действием механических сил на некоторые вещества с кристаллической структурой, возникает деформация элементарных частиц кристалла, приводящая к смещению положительных и отрицательных ионов относительно друг друга, что вызывает электрическую поляризацию вещества. Для изготовления пьезоэлектрических датчиков наиболее широко применяют кварц, сочетающий хорошие пьезоэлектрические свойства с большой механической прочностью. Если температура пьезоэлемента повышается и достигает температуры Кюри, то его пьезоэлектрические свойства утрачиваются.

Пьезоэлемент акселерометров сконструирован так, что при возбуждении механическими колебаниями находящаяся в корпусе акселерометра масса воздействует на него силой, пропорциональной ускорению механических колебаний. Это соответствует закону, согласно которому сила равна произведению массы на ускорение.

Простейший пьезоакселерометр с пьезоэлементом, работающим на растяжение-сжатие, состоит из инерционной массы, пьезоэлемента и основания, жестко между собой соединенными, и закрытого корпуса. При воздействии вибрации пьезопластина деформируется и на обкладках каждой пьезопластины появляется знакопеременный заряд, пропорциональный в рабочей полосе частот ускорению поверхности, на которой установлен датчик. Напряжения, создаваемые этими зарядами, поступают на дифференциальный вход согласующего усилителя. Согласующий усилитель осуществляет усиление и преобразование заряда в пропорциональную величину напряжения. Электрический сигнал с согласующего усилителя, пропорциональный виброускорению, поступает на вход измерительного блока. Измерительный блок включает в себя следующие функциональные узлы: ячейку искрозащиты, фильтр верхних частот, интегратор, детектор среднеквадратических значений, узел аварийной и предупредительной сигнализации. Интегратор производит интегрирование электрического сигнала и формирование амплитудно-частотной характеристики канала измерения. Фильтры нижних и верхних чатсот обеспечивают выделение вибросигнала частотой от 10 Гц до 1 кГц.

На рисунке 4.3 приведена структурная схема измерения вибрации газоперекачивающего агрегата.



Рисунок 4.3 – Структурная схема измерения вибрации и частоты вращения ГПА


Детектор выделяет среднеквадратическое значение электрического сигнала, пропорционального виброскорости. Узел сигнализации служит для указания превышения уровня вибрации выше заданного значении [6].

На рисунке 4.4 изображен датчик абсолютной вибрации.

Сейсмическая масса крепится к основанию осевым болтом, который прижимает кольцевую пружину. Элементом, непосредственно воспринимающим ускорение, является сейсмическая масса. Между массой и основанием вставляется пьезоэлемент. При воздействии силы возбуждения вибрации на сейсмическую массу воздействует сила F(t). Эта сила пропорциональна ускорению сейсмической массы m, то есть ускорению всей системы: . Когда на пьезоэлемент действует сила, на его поверхностях появляется электрический заряд. Масса воздействует на чувствительный элемент с такой же по величине и противоположной по направлению силой.

Рисунок 4.4 – Датчик абсолютной вибрации


На обкладках пьезоэлемента появляется заряд, пропорциональный ускорению:

, (4.1)
где d – пьезомодуль пьезоэлемента;

Q – заряд;

K – коэффициент преобразования по заряду.

Величины массы и жесткости упругого элемента определяют собственную частоту датчика. Эта частота должна быть значительно (обычно вдвое) выше максимальной частоты измеряемой вибрации. На частотах, значительно меньших резонансной частоты общей системы масса-пружина, ускорение акселерометра идентично ускорению его основания и, следовательно, генерируемый акселерометром электрический сигнал пропорционален ускорению воздействующих на него механических колебаний. В области резонанса нарушается пропорциональность между выходным сигналом пьезодатчика и ускорением механических колебаний агрегата.

В настоящее время в защиту газоперекачивающих агрегатов включают следующие системы мониторинга вибрации:


  • «ИВ-Д-ПФ» и «КСА-15»;

  • «Вектор-П»;

  • «Рубин-М1»;

  • «СВКА-1».

Приведем краткое описание основных систем вибромониторинга.

Аппаратура виброконтроля типа «СВКА-1» представляет собой устройство, принцип действия которого основан на преобразовании механического колебания в электрический сигнал. Входящие в состав аппаратуры измерительные каналы позволяют измерять виброускорение (мгновенное значение), виброскорость (СКЗ и мгновенное значение), виброперемещение (размах), осевое перемещение.

Стационарный комплекс вибрационного контроля типа «Рубин-М1» предназначен для автоматического отключения аварийного оборудования при выходе параметра вибрации за аварийную уставку, обнаружение зарождающихся дефектов на ранней стадии их развития, анализ по сложным алгоритмам в широком частотном и динамическом диапазонах. Контролируемые параметры вибрации: общий уровень вибрации в заданной полосе, спектры, полосовые уровни вибрации, временные сигналы, огибающая, пик-фактор.

Аппаратура типа «ИВ-Д-ПФ» предназначена для непрерывного контроля вибрации и вибродиагностики двигателя АЛ-31-СТ с выдачей результатов контроля в систему автоматического управления. Аппаратура контрольно – сигнальная КСА-15 предназначена для непрерывных измерений и контроля относительных виброперемещений и осевых сдвигов роторов центробежных нагнетателей, а также сигнализации о превышении заданных значений уровней виброперемещения и осевого сдвига [7].

Анализатор типа «Вектор-П» - это многофункциональное многоканальное микропроцессорное устройство, осуществляющее измерение параметров вибрации и предназначенное для организации защиты, мониторинга и диагностики вращающегося оборудования. Анализатор осуществляет сбор и обработку в реальном времени параметров: СКЗ виброскорости, амплитуда виброскорости, размах виброперемещения, ПИК-фактор виброскорости и виброускорения, пиковое значение модуля вектора относительной вибрации, осевой сдвиг, скорости вращения.

Сравнительные характеристики средств контроля вибрации приведены в таблице 4.1.

Таблица 4.1 – Сравнительная характеристика средств контроля вибрации

Характеристики

Аппаратура контроля вибрации

ИВ-Д-ПФ

КСА-5

Вектор-П

СВКА

Рубин-М1

Измерение виброперемещения




+

+

+

+

Измерение виброскорости

+




+

+

+

Измерение виброускорения

+




+

+

+

Измерение осевого сдвига




+

+

+

+

Диапазон рабочих частот, Гц

5-500

10-2000

0-2000

10-1000

2-25000

Предел допускаемой приведенной погрешности измерения, %

8

5

3

5

5

Тип используемого вибропреобразователя

МВ-46

ВД-16

МВ-46, ВД-16

АНС-202

МВ-46, ВД-16

Целью дипломного проекта было повышение надежности работы ГПА. Используемая в настоящее время аппаратура контроля вибрации типа «ИВ-Д-ПФ» не обеспечивает достоверного получения данных вибромониторинга потому, что в ее составе отсутствует контроллер, способный учитывать влияние датчика вибрации на конечный результат измерения.

Я предлагаю использовать в качестве системы контроля вибрации анализатор типа «Вектор-П». Так как датчик один и тот же, то можно создать компьютерную модель первичного преобразователя, которая позволяет учитывать собственные колебания датчика, тем самым повышая достоверность виброметрической информации и, как следствие, увеличивая вероятность правильного срабатывания системы ПАЗ.
4.3 Разработка компьютерной модели датчика абсолютной вибрации
Устройство и принцип действия датчика абсолютной вибрации рассмотрим на примере однокомпонентного акселерометра с пружинным подвесом чувствительного элемента (сейсмической массы). Структурная схема акселерометра приведена на рисунке 4.5.

Чувствительный элемент 3 подвешен в корпусе прибора при помощи пружины 2. Для демпфирования собственных колебаний чувствительного элемента используется воздушный демпфер 4. Выходной сигнал, пропорциональный измеряемому ускорению, снимается с пьезоэлемента 5 с помощью электродов. Осью чувствительности акселерометра является ось ОХ.

Принцип действия акселерометра основан на измерении силы инерции, развиваемой сейсмической массой при ее движении с ускорением.

Рассмотрим силы, которые прикладываются к сейсмической массе при вибрации агрегата. Для обобщения, направление ускорения агрегата по отношению к оси чувствительности выберем произвольным.


1 – корпус; 2 – пружины подвеса; 3 – сейсмическая масса; 4 – воздушный демпфер; 5 – пьезоэлемент

Рисунок 4.5 – Структурная схема акселерометра
Перемещение чувствительного элемента по отношению к исходному положению обозначим через Х. Силы, действующие на чувствительный элемент, показаны на рисунке 4.6.

Рисунок 4.6 – Силы, действующие на чувствительный элемент


Предположим, что агрегат движется с постоянным ускорением.

При движении агрегата с ускорением к сейсмической массе будут приложены силы:



  • Fu – сила инерции, равная произведению массы ЧЭ на ускорение :

Fu = ; (4.2)




  • Fy – упругая сила деформации пружины, равная произведению смещения пружины на коэффициент упругости:

Fy = Ky*X; (4.3)




  • Gx – составляющая силы тяжести G вдоль оси чувствительности Х, равная произведению массы чувствительного элемента на ускорение свободного падения:

Gx = m*gx. (4.4)


Учтем направление сил и найдем сумму в проекциях на ось чувствительности.

-m* - Ky*x + m*gx = 0. (4.5)


Отсюда следует, что перемещение х чувствительного элемента равно
. (4.6)
В этом выражении величина называется «кажущимся» ускорением. Обозначим «кажущееся» ускорение через . Составим уравнение динамики акселерометра, отражающее поведение ЧЭ в переходных режимах. В этом режиме на ЧЭ действует сила инерции Fu и сила демпфирования
, (4.7)
где с – степень затухания.

С учетом сил, действующих на сейсмическую массу, уравнение динамики акселерометра может быть представлено в виде


, (4.8)
или в более удобной форме

. (4.9)
Уравнение (4.9) является основным уравнением динамики акселерометра линейных ускорений с поступательным перемещением чувствительного элемента. Метод описания линейных динамических объектов с помощью дифференциальных уравнений позволяет определять текущее значение выходного сигнала независимо от того, известно ли воздействие на всем временном интервале или значения входного воздействия появляются только с течением времени и его поведение в будущем неизвестно [8].

При исследовании динамики обычно используют уравнение в виде:


, (4.10)
где – собственная частота системы; (4.11)
- безразмерный коэффициент демпфирования (4.12)
Во время эксплуатации несбалансированного ротора в нем возникает центробежная сила, зависящая от неравномерности распределения массы относительно оси вращения и частоты его вращения:
Fцб = m*r*n2, (4.13)

где m – величина дисбаланса, кг;

r – расстояние от оси ротора, на котором расположен дисбаланс, м;

n – круговая частота ротора, с-1.

Центробежная сила вызывает вынужденные колебания конструктивных составляющих двигателя в поперечном сечении, которые могут быть описаны дифференциальным уравнением 2-го порядка. В газоперекачивающем агрегате движение конструкции, на которой установлен датчик, описывается как сумма гармонических колебаний разных частот, то есть в виде полигармонической вибрации:
; (4.14)

; (4.15)

F0 = Fцб/М, (4.16)


где x – виброперемещение, мкм;

t – время, с;

w0 – собственная частота колебательной системы датчика, с-1;

– фазовый сдвиг возникающего колебания относительно возмущающей силы, рад.;

F0 – амплитуда вынуждающей силы, H;

Fцб – центробежная сила, вызывающая вибрацию, H;

М – масса системы, участвующей в колебаниях, кг;

wn1 – частота вынуждающей силы, то есть частота вращения ротора, с-1;

wn2 –частота, кратная частоте вращения ротора, с-1.

Решение уравнение (4.15) представляет собой сумму свободных затухающих колебаний и вынужденных незатухающих колебаний:

. (4.17)
Первое слагаемое соответствует затухающим колебаниям в зависимости от демпфирующих сил и упругости системы датчика. Наличие небольших сил сопротивления вызывает постепенное уменьшение амплитуды колебаний и их затухание.

Таким образом, в устойчивых системах yсв(t) затухает с течением времени, поэтому определять движение системы через некоторое время будут чисто вынужденные колебания, описываемые вторым слагаемым. Вынужденная составляющая описывает установившийся процесс, соответствующий новому значению выходной величины.

Определим уравнение (4.15) относительно старшей производной:
. (4.18)
Создадим модель динамики акселерометра в программном пакете VisSim. Все операции в данном пакете проводятся с сигналами. Моделирование начинается с составления структурной схемы [9].

Зададим параметры системы. Укажем переменные, которым будем ставить в соответствие параметры механической системы датчика: k – коэффициент жесткости пружины; m – масса сейсмического элемента; c – степень затухания. Значение безразмерного коэффициента демпфирования d можно получить прямо в схеме моделирования, разделив при помощи блока «gain» имеющийся сигнал c/m на 2w0.


. (4.19)
Сигнал 2w0 получаем при прохождении сигнала w0 через блок «gain», что эквивалентно умножению.

Время, в течение которого затухает свободная составляющая сигнала, зависит от демпфирования системы. При недостаточном демпфировании свободная составляющая колеблется около нулевого значения, прежде чем его достигнуть. При достаточном демпфировании свободная составляющая имеет переходную характеристику, которая не колеблется и достигает нулевого значения за кратчайшее время. Это является идеальным для акселерометра.

Чем выше коэффициент упругости пружины и масса инерционного элемента, тем дольше затухает свободная составляющая сигнала. В то же время при слишком маленькой массе инерционный элемент будет слабо воздействовать на пьезоэлемент. Для оптимальных характеристик переходного процесса масса инерционного элемента должна быть в диапазоне от 20 до 80 г.

Примем массу чувствительного элемента датчика 25 г, коэффициент упругости пружины 15 Н/м, коэффициент затухания 0,9. Коэффициент затухания определяет интенсивность затухания колебательного процесса.

Блок параметров механической системы датчика представлен на рисунке 4.7.

Рисунок 4.7 – Блок параметров механической системы датчика


Для удобства работы со схемой можно воспользоваться функцией объединения блоков в один составной блок. Параметры колебательной системы датчика объединим в составной блок «Parametri».

Обратимся к дифференциальному уравнению (4.18). Чтобы получить искомый отклик системы на внешнее воздействие, необходимо получить x(t). Чтобы получить x(t), необходимо дважды проинтегрировать правую часть уравнения. Полученный после второго интегратора сигнал x(t) введем на вход первого интегратора. Для однозначного решения уравнения (4.18) должны быть определены начальные условия. Зададим начальные условия, из предположения, что в датчике уже имеются какие-то колебания, то есть x(0) = 0,1 и виброскорость в этот момент времени будет равна номинальному значению виброскорости корпуса агрегата, то есть (0) = 5. Структурная схема моделирования колебательной системы датчика представлена на рисунке 4.8.



Рисунок 4.8 – Структурная схема моделирования колебательной системы датчика


Чувствительный элемент датчика воспринимает внешнее воздействие (ускорение корпуса газоперекачивающего агрегата), которое описывается как сумма гармонических колебаний разных частот, то есть в виде полигармонической вибрации. Зададим внешнее воздействие F = 3,5Sin(320t) + + 3Sin(640t). Частоте вращения ротора 3000 об/мин соответствует круговая частота 320 с-1.

Блок задания внешнего воздействия изображен на рисунке 4.9.


Рисунок 4.9 – Блок задания внешнего воздействия


Для отображения текущей величины выходного сигнала используется блок «display». Чтобы приступить к моделированию, необходимо произвести установку параметров моделирования. Выберем шаг по времени 0,001 с, время моделирования 0,6 с.

Структурная схема моделирования вибрации ГПА приведена на рисунке 4.10. На входе датчика вибрации имеем внешнее воздействие (синяя линия на рисунке 4.10). Реакция (отклик) системы зависит от вынуждающей силы и конструктивных особенностей датчика вибрации (оранжевая линия на рисунке 4.10). Свободная составляющая решения уравнения (4.15) зависит только от конструктивных особенностей датчика и определяется в отсутствии внешнего воздействия (бордовая линия на рисунке 4.10). Таким образом, вынужденную (реальную) составляющую вибрации можно получить, отняв свободную составляющую, обусловленную влиянием датчика (которую можно определить, так как параметры механической системы датчика известны) от полученной реакции (отклика) системы. В начальный момент времени на датчик поступает полигармонический сигнал, что приводит к переходному процессу, длительностью примерно 0,225 с. На рисунке 4.10 видно, что фиолетовая линия (вынужденная составляющая) совпала с оранжевой линией (реакцией системы на внешнее воздействие), а свободная составляющая (бордовая линия) затухает примерно за 0,45 секунд.

Предложенная математическая модель позволяет анализировать вибрацию газоперекачивающего агрегата за счет вынужденной составляющей переходного процесса, обусловленной вибрацией самого агрегата, исключая свободную составляющую переходного процесса, обусловленную конструктивными параметрами датчика, тем самым снижая погрешность измерений и повышая достоверность виброметрической информации.

Решение и его компоненты показаны на рисунке 4.11.



Рисунок 4.10 – Структурная схема моделирования вибрации ГПА


Рисунок 4.11 – Решение и его компоненты



4.4 Расчет вероятности правильного срабатывания системы ПАЗ
Математическая модель может быть заложена во flash-память блока анализатора типа «Вектор-П» и использоваться контроллером для вычисления правильного значения виброскорости корпуса агрегата, тем самым повышая вероятность правильного срабатывания системы ПАЗ. Докажем это, рассчитав вероятность срабатывания при использовании ранее стоящей аппаратуры контроля вибрации типа «ИВ-Д-ПФ» и нового анализатора типа «Вектор-П» [10].

Виброконтроль в системе противоаварийной защиты имеет подсистему мгновенного закрытия стопорного клапана при превышении аварийной уставки вибрации.

Расчет вероятности правильного срабатывания системы ПАЗ при использовании аппаратуры контроля типа «ИВ-Д-ПФ».

Функциональная схема противоаварийной защиты канала абсолютной вибрации силовой турбины приведена на рисунке 4.12.


. (4.20)
Интенсивность отказа элементов системы ПАЗ по вибрации приведена в таблице 4.2 [11]:
Таблица 4.2 – Интенсивность отказов элементов системы ПАЗ

Элемент аппаратуры ИВ-Д-ПФ

Интенсивность отказов, 1/ч

Пьезодатчик

0,81·10-6

Источник питания

0,351·10-6

Аппаратура типа «ИВ-Д-ПФ»

0,87·10-6

Стопорный клапан

0,26·10-6

Анализатор типа «Вектор-П»

0,341·10-6

Рисунок 4.12 - Функциональная схема противоаварийной защиты канала абсолютной вибрации силовой турбины


Подставив значения интенсивности отказов компонентов в формулу (4.20), получаем:

= (0,81+0,87+0,26+0,351)·10-6=2,291·10-6 1/ч

Вероятность правильного срабатывания:


P(t+∆t) = P(40000) = = 0,9.
Расчет вероятности правильного срабатывания системы ПАЗ при использовании анализатора вибрации типа «Вектор-П».

Согласно формуле (4.20) интенсивность отказов датчика находится следующим образом:


(4.21)
Подставив значения интенсивности отказов элементов, получим значение интенсивности анализатора:

= (0,81+0,341+0,26+0,351)·10-6=1,762·10-6 1/ч

Вероятность правильного срабатывания:


P(t+∆t) = P(40000) = = 0,94.
Таким образом, разработанная компьютерная модель пьезоэлектрического акселерометра, при применении в контроллере анализатора типа «Вектор-П», позволяет повысить достоверность виброметрической информации, тем самым увеличивая вероятность правильного срабатывания системы ПАЗ по вибрации.

Из расчетов видно, что вероятность правильного срабатывания системы противоаварийной защиты при применении анализатора типа «Вектор-П», позволяющего благодаря встроенному контроллеру учитывать конструктивные особенности датчика вибрации, выше системы вибромониторинга типа «ИВ-Д-ПФ».


5. Охрана труда и техника безопасности
Темой данного дипломного проекта, как уже отмечалось ранее, является автоматизация газоперекачивающего агрегата ГПА-16Р «Уфа» на КС «Москово». Газоперекачивающие агрегаты ГПА-16Р «Уфа» входят в состав компрессорного цеха КС-18А.

Для обеспечения безопасности производства при монтаже, эксплуатации и ремонте средств автоматизации на КС-18А, в данном разделе необходимо дать характеристику производственной среды и произвести анализ производственных опасностей и вредных факторов. Безопасность производства и экологическая безопасность должны соблюдаться при всех видах работы, связанных с монтажом, эксплуатацией и ремонтом средств автоматизации на КС-18А.

Несоблюдение требований производственной безопасности на производстве при монтаже, эксплуатации и ремонте средств автоматизации может привести к производственным травмам.

Вследствие того, что КС является вредным и опасным производственным объектом, в данном разделе будут рассмотрены мероприятия по безопасной эксплуатации средств автоматизации [12].


5.1 Анализ потенциальных опасностей и производственных вредностей на объекте
При монтаже, наладке и эксплуатации средств автоматизации на компрессорной станции «Москово» производственные опасности и вредности могут быть обусловлены следующими факторами:

  • отравление вредными веществами природного газа;

  • возможность взрыва и пожара при неисправностях и авариях, в результате возникновения смеси перекачиваемого газа с воздухом, нижний предел взрываемости которой - 5%, верхний - 15%, согласно ПОТ Р М-026-2003 «Межотраслевые правила по охране труда при эксплуатации газового хозяйства организаций» (классификация производств по взрывной, взрывопожарной и пожарной опасностям приведена в таблице 5.1);

  • поражение электрическим током до 1 кВ в результате соприкосновения с токоведущими частями, при монтаже, ремонте и эксплуатации средств автоматизации в летний период времени;

  • опасность прямых ударов молнии, что может привести к пожару и поражению обслуживающего персонала на компрессорной станции;

  • опасность получения механических травм у обслуживающего персонала при проведении работ по монтажу, наладке и ремонту измерительных преобразователей;

  • наличие в трубопроводе высокого давления (Р < 6,5 МПа) при неправильном регулировании или неисправности регулятора может вызвать деформацию трубопровода;

  • воздействие шума и вибрации как на приборы, так и на обслуживающий персонал;

  • недостаточное освещение в местах установки средств автоматизации, вызывающее повышенную утомляемость, замедление реакции.

Сведения о взрыво- и пожарной опасности, санитарных характеристиках производственных зданий, помещений и наружных установок приведены в таблице 5.2.

Природный газ имеет температуру самовоспламенения 537 °С, нижний концентрационный предел взрываемости 5%, верхний предел – 15%. ПДК в воздухе рабочей зоны производственных промещений – 300 мг/м. Класс опасности вещества – 4.

Действие вредных веществ на организм человека зависит от их концентрации, продолжительности воздействия и особенностей организма человека. Профессиональные отравления и заболевания возможны, если концентрация токсичного вещества в воздухе рабочей зоны превышает предельно допустимую концентрацию (ПДК).
Таблица 5.1 - Классификация производств по взрывной, взрывопожарной и пожарной опасностям

Наименование производственных зданий, помещений и наружных установок

Категории взрывопожароопасной и пожарной опасности зданий и помещений (НПБ 105-03)

Классификация зон внутри и вне помещений

Класс взрывопожароопаснойной или пожарной зоны (ПУЭ и ПБ 08-624-03)

Категория и

группа


взрывопожаро-опасных

смесей (ГОСТ

12.1.011-78)


Отсек

центробежного

нагнетателя


А

В-1а

ИАТ1

Отсек

газотурбинной

установки


А

В-1а

ПАТ1

Обслуживание оборудования компрессорного цеха производится на объектах действующих магистральных газопроводов высокого давления, во взрывоопасных помещениях и связано с эксплуатацией тяжело нагруженных быстроходных агрегатов с высокой температурой продуктов сгорания. Поэтому обслуживающий персонал должен знать правила обращения с природным газом и его основные свойства.

Природный газ, транспортируемый по магистральным газопроводам, состоит в основном из метана. Газ без цвета и запаха, не обладает ядовитыми свойствами, легче воздуха. В смеси с воздухом, при содержании в нем от 4-х до 15% метана, природных газ взрывается даже от искры. Природный газ горит при определенном соотношении его с воздухом в составе газовоздушной смеси. Газ, скопляющийся в закрытом помещении, вытесняет воздух и удушающее действует на человека. Вдыхание паров газового конденсата оказывает наркотическое действие и может привести к разнообразным видам отравлений, вызывающих раздражение слизистых оболочек и функциональные нервные расстройства. Опасные свойства углеводородных газов требуют принятия мер предосторожности для предупреждения отравлений, взрывов и пожаров.

Для поддержания пожаробезопасного режима эксплуатации компрессорной станции, здания, помещения и сооружения классифицируются по взрыво- и пожаробезопасности НПБ 105-03 и ПУЭ (7 издание).


5.2 Мероприятия по обеспечению безопасных и безвредных условий труда
Мероприятия по технике безопасности.

Во избежание несчастных случаев при обслуживании ГПА, к выполнению работ допускаются лица, обученные технологии проведения работ, правилам пользования средствами индивидуальной защиты, способам оказания первой, не имеющие медицинских противопоказаний, аттестованные и прошедшие проверку знаний в области промышленной безопасности (согласно ПБ 08-624-03, ПБ 12-529-03, ПУЭ (7 издание)). Инструктажи допуска персонала к самостоятельной работе соответствуют требованиям ГОСТ 12.0.004-99.

Все работы, связанные с монтажом, наладкой, обслуживанием и ремонтом технических средств автоматизации, производятся в соответствии со следующими нормативно-техническими документами:


  • «Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей» (ПТЭ);

  • «Правила устройства электроустановок» (ПУЭ, 7 издание);

  • «Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов» ВРД 39-1.10-069-2002;

  • «Правила пожарной безопасности в РФ» ППБ 01-03.

Для обеспечения безопасной работы в процессе монтажа, эксплуатации, ремонта и технического обслуживания контрольно-измерительных приборов и автоматики предусматривается следующее:

  • полная герметизация технологического процесса в соответствии с «Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением» ПБ 03-576-03;

  • приборы и средства автоматизации, устанавливаемые на технологическом оборудовании, имеют маркировку взрывозащиты 1ЕхdIIВТ4 в соответствии ГОСТ 12.2.020-76;

  • применение малых напряжений для питания переносных электроинструментов и светильников, изолирование токоведущих частей и ограждение устройств, содержащих средства автоматизации.

Конструкция устройств комплекса обеспечивает защиту обслуживающего персонала от поражения электрическим током в соответствии с ГОСТ 12.2.003-74, ГОСТ 12.2.007-75, ГОСТ 26.205-83.

Каждое устройство комплекса имеет болт защитного заземления. Требования к заземлению определяются по ГОСТ 12.2.007-75. Питание электрической схемы ГПА осуществляется от внешнего источника трехфазного переменного тока напряжением 220/380 В частотой 50 Гц.

Безопасные и безвредные условия труда при проведении работ, связанных с обслуживанием АСУ ТП, достигаются следующим:


  • заземление оборудования, емкостей, коммуникаций, в которых возникают заряды статического электричества (Rз≤100 Ом). Необходимая защита от поражения электрическим током обеспечивается защитным заземлением корпусов всех приборов и оборудования. Электрическая изоляция между отдельными электрическими цепями и корпусом должна выдерживать в течение минуты действие испытательного повышенного напряжения 1000 В промышленной частоты. Электрическая изоляция между отдельными электрическими цепями и корпусом должна быть не менее 0,5 МОм;

  • по способу защиты человека от поражения электрическим током изделия АСУ ТП соответствуют классам 1 и 2 (для изделий, предназначенных для соединения с источником напряжения U = 220 В) и классу 3 (для изделий, предназначенных для соединения с источником напряжения 24 В) по ГОСТ 12.2.007.0-75* (2001) «ССБТ. Изделия электромеханические. Общие требования безопасности»;

  • электрическое сопротивление между элементами защитного заземления и корпусом коммутационного панельного каркаса не более 0,1 Ом. Корпуса устройств заземляются в соответствии с 12.2.007.0-75* (2001), сопротивление контура заземления не более 4 Ом. Измерение сопротивления заземляющего устройства производится не реже одного раза в год;

  • все токоведущие части, находящиеся под напряжением, превышающим U = 42 В по отношению к корпусу, имеют защиту от случайных прикосновений во время работы;

  • подключение внешних цепей, разъемов, проведение ремонтных работ должны осуществляться только при отключенных напряжениях питания;

  • подключение источников питания должно осуществляться через автоматические выключатели;

  • защита технологических трубопроводов от атмосферного электричества и вторичных проявлений молний в соответствии с «Инструкцией по устройству молниезащиты зданий и сооружений и промышленных коммуникаций» (СО 153-34.21.122-03);

  • автоматическая аварийная защита технологического оборудования, позволяющая исключить возможность работы его в аварийных условиях;

  • насосы снабжены предохранительными клапанами, которые не допускают повышения давления выше регламентируемого;

  • все части приборов, находящиеся под напряжением размещены в корпусах, обеспечивающих защиту обслуживающего персонала от прикосновения к деталям, находящимся под напряжением;

  • во взрывоопасных помещениях установлены сигнализаторы загазованности с подачей сигналов в операторную и с включением аварийной сигнализации.

Таким образом, на компрессорной станции осуществляется комплекс организационных и технических мероприятий, обеспечивающих надежность, эффективность, безопасность работы объектов с необходимой степенью защиты персонала и окружающей среды.

Мероприятия по промышленной санитарии.

В связи с тем, что в цехе производится очистка природного газа, необходимо уделять особое внимание мероприятиям по промышленной санитарии.

Для предотвращения заболеваний и отравлений связанных с производством, обслуживающий персонал обеспечен индивидуальными средствами защиты согласно ГОСТ 12.4.011-89(2001) «ССБТ. Средства защиты работающих. Общие требования и квалификация».

К средствам индивидуальной защиты относятся:


  • специальная одежда - хлопчатобумажные костюмы, рукавицы, защитные очки, технические перчатки, каски, обувь, подбитая гвоздями, не дающая искр;

  • фильтрующий противогаз марки "БКФ", защищающий органы дыхания от кислых и органических паров и газов;

  • шланговые противогазы ПШ-1 в количестве 4 шт., применяемыми при проведении ремонтных и аварийных работ при содержании кислорода в воздухе менее 18 % и содержании вредных газов и паров более 0,5 %, а также при работе внутри аппаратов, колодцах, приямках - и других заглубленных местах.

На каждом рабочем месте находятся в необходимом количестве дежурные противогазы, диэлектрические перчатки, резиновые коврики и медицинская аптечка. При проверке на загазованность и работе в местах возможного скопления газа по ГОСТ 12.1.016-03 персонал обеспечивается шланговыми противогазами ПШ1 или ПШ2, газоанализаторами. Противогазы хранятся вместе с инструментом, предназначенным для устранения аварии в опломбированном ящике в операторной КИП и А.

В машинном зале компрессорного цеха возможно повышение загазованности, как следствие необходима вентиляция. Для предотвращения образования ПДК природного газа используется приточно-вытяжная вентиляция с механическим побуждением.

При воздействии вибрации на организм человека наблюдаются изменения сердечной деятельности, нервной системы, спазмы сосудов. К средствам индивидуальной защиты от воздействия вибрации относятся рукавицы и перчатки с виброзащитными прокладками, вибродемпфирующие коврики-маты, обувь с виброзащитной стелькой.

Сильный шум вызывает у работающего головную боль, головокружение, нарушается функциональное состояние нервной системы. Интенсивный шум вызывает тугоухость и глухоту. К средствам индивидуальной защиты органов слуха на компрессорной станции относятся противошумные наушники. Наушники имеют пластмассовые корпуса, звукопоглотители и протекторы.

На рабочих местах слесарей КИП и А предусмотрено рабочее и аварийное освещение. Для аварийного и рабочего освещения предусмотрены светильники ВЗГ-200 (взрывозащищенное исполнение). Естественное освещение предусмотрено через оконные панели. Для повышения освещенности оборудование окрашено в светлые тона, ожесточен контроль за своевременной заменой вышедших из строя ламп освещения.

На случай отключения рабочего освещения предусмотреть аварийное освещение, напряжением равным 12 В. Наименьшая освещенность помещений при аварийном освещении должна составлять 5% при работающем режиме освещения. При проведении ремонтных работ внутри емкостей для питания ручных светильников предусмотреть использования напряжения не более 12 В.

Для снятия статического электричества предусмотрено заземление всех нетоковедущих частей вторичных электрических приборов, а также оборудования в цехе.

Территория компрессорной станции в ночное время освещена. Нормы освещенности, отвечающие требованиям техники безопасности, пожарной безопасности регламентированы СНиП 23-05-95 «Естественное и искусственное освещение».

Мероприятия по пожарной безопасности.

Общие требования к системе предотвращения пожара изложены в ППБ 01-03 «Правила пожарной безопасности в Российской Федерации». Категории взрывопожарной опасности зданий и помещений устанавливаются в соответствии с ВППБ 01-04-98 «Правила пожарной безопасности для предприятия и организаций газовой промышленности».

Система предотвращения взрыва на установке соответствует ГОСТ 12.1.010-76 (1999) «ССБТ. Взрывобезопасность. Общие требования».

Для тушения загораний на КС предусматриваются следующие средства пожаротушения: пожарные гидранты не более 80 метров друг от друга, системы пожаротушения воздушно-механической пеной, по ГОСТ 12.4.009-83 (1996) «ССБТ. Пожарная техника для защиты объектов. Общие требования». Противопожарная защита КС-18А построена в трех направлениях:



  • предупреждающем;

  • извещающем;

  • ликвидирующем.

При срабатывании системы пожарной сигнализации происходит отключение приточной и вытяжной вентиляции, где произошло срабатывание.

Газоперекачивающие агрегаты ГПА-16Р «Уфа» поставляются комплектно с комбинированной автоматической системой пожаротушения (АСПТ).

АСПТ ГПА включает в себя:


  • установку порошкового пожаротушения в отсеке нагнетателя, состоящую из порошковых огнетушителей ОПАН-100 ТУ 4854-002-02070464-97, распределительных трубопроводов с распылителями, по которым производится доставка и распыление порошка в защищаемое помещение. Пуск огнетушителей производится по команде УПС или ручным пуском. Марка порошка - «Пирант-А»;

  • установку углекислого пожаротушения под кожухом ГПА, состоющую из модулей газового пожаротушения МГП-16-80 ТУ 4854-001-33075088-96 и системы трубопроводов, транспортирующих углекислоту под кожух ГПА. Пуск модулей производится по команде УПС или посредством ручного пуска. Огнетушащий состав - двуокись углерода СО2;

  • установку аэрозольного пожаротушения в отсеках ГПА и маслообеспечения, которая представляет собой совокупность газогенераторов огнетушащего аэрозоля ОП-517 «АГАТ-2А» ТУ 4854-001-02070464-94, обеспечивающих выработку аэрозольного огнегасящего состава и создание в помещениях необходимой огнетушащей концентрации. Пуск генераторов ОП-517 производится по команде УПС. Марка аэрозольного состава - ПТ-50-2;

  • установку пожарной сигнализации (УПС).

На площадке КС установлено четыре резервуара (емкостью 700 м3 каждый) хозяйственно-производственного и противопожарного запаса воды с огневым подогревом. Предусмотрена конструкция забора воды из резервуаров пожарными машинами. К резервуарам обеспечен свободный подъезд пожарных машин.

Для внутреннего пожаротушения в помещениях предусмотрены пожарные краны, на главном щите в операторной и у каждого пожарного крана имеются кнопки включения и выключения пожарных насосов.

Предусмотрена молниезащита КС двумя молниеприемниками высотой 25 метров согласно СО 153-34.21.122-2003.

5.3 Расчет освещенности операторной

На территории компрессорного цеха станции «Москово» располагается помещение операторной, в которой находятся автоматизированные рабочие места работников службы КИП и А.

Для расчета освещенности помещения операторной воспользуемся следующими исходными данными:

А = 9 м – длина помещения;

В = 6 м – ширина помещения;

Н = 3 м – высота помещения;

апот = 70%, ас = 50%, апол = 10% - коэффициенты отражения светового потока от потолка, стен и пола соответственно;

N = 8 шт. – число светильников типа УСП-35 с двумя люминесцентными лампами типа ЛБ-40 в ряду;

Фп = 3120 лм – номинальный световой поток лампы ЛБ-40;

y = 0,45 - коэффициент использования светового потока;

j = 0,8-0,9 – коэффициент затемнения;

k = 1,4-1,5 – коэффициент запаса;

z = 1,1-1,2 – коэффициент неравномерности освещения.

Необходимо определить норму освещенности помещения операторной. Для помещения операторной уровень освещенности над полом (d) составляет 0,8 м. Тогда высота подвеса светильников вычисляется по формуле:


h = H-d, (5.1)
h = 3-0,8 = 2,2 м.

Для светильников типа УСП-35 наивыгоднейшее отношение расстояний между рядами светильников (L) к высоте подвеса светильников (h)

v = L/h (5.2)
равно 1,4. Тогда расстояние между рядами светильников вычисляется по формуле:
L = v*h, (5.3)
L = 1,4*2,2 = 3,08 м.

Округляем до 3 м.

Число рядов светильников вычисляется по формуле:
Фс = 2*Фп, (5.5)
Фс = 2*3120 = 6240 лм.

Норма освещенности определяется по формуле:


(5.6)

Для зрительных работ высокой точности, при наименьшем размере объекта различения от 0,3 до 0,5 мм, разряд зрительной работы третий, установлена норма освещенности = 300 лк. Так как в результате расчета получена норма освещенности 345,7 лк, следовательно, освещенность в помещении операторной допустимая.


6. Расчет экономической эффективности внедрения анализатора вибрации типа «Вектор-П»
6.1 Методика расчета экономической эффективности
Для оценки эффективности инвестиционных проектов применяются методы дисконтированной оценки, которые базируются на учете временного фактора. Они учитывают временной фактор с позиции стоимости денег в будущем [13].

Чистый дисконтированный доход (ЧДД) заключается в оценке чистого дохода за определенный промежуток времени. Он определяется как сумма текущих эффектов за весь расчетный период. На практике часто пользуются следующей формулой для определения ЧДД:


(6.1)
где Rt - результаты, достигаемые на t-ом шаге расхода;

3t - затраты, осуществляемые на том же шаге;

r - cтавка дисконта.

Если ЧДД инвестиционного проекта положителен, проект является эффективным (при данной норме дисконта). Чем больше ЧДД, тем эффективнее проект.

Индекс доходности (ИД) представляет собой отношение суммы приведенных эффектов к величине капиталовложений
, (6.2)

где Зt - оттоки проекта без учёта инвестиций



Индекс доходности тесно связан с ЧДД. Он строится из тех же элементов и его значение тесно связано со значением ЧДД.

Важной оценкой экономической эффективности проекта является внутренняя норма доходности (ВНД):


(6.3)
где Е*- норма дисконтирования, при которой ЧДД равняется нулю (Е*=ВНД).

При финансовом анализе инвестиционных проектов отбирают для реализации те проекты, которые имеют ВНД не ниже заранее заданные значениий. Для предварительной оценки экономической эффективности капитальных вложений обычно применяется срок окупаемости капитальных вложений.

Он означает период времени, в течение которого инвестиции будут возращены за счет доходов, полученных от реализации проекта.

Уравнение для определения срока окупаемости:


, (6.4)
где tн – момент начала производства продукции с использованием проекта, соответствует моменту окончанию проекта (строительства);

Т – срок окупаемости;



К - сумма капитальных вложений (единовременных затрат) в проект.

Величина Т находится путем последовательного суммирования ряда дисконтированных доходов до тех пор, пока не будет получена сумма равная объему капитальных вложений.

6.2 Расчет эффективности проекта
Основными факторами, обеспечивающими экономический эффект при внедрении новой техники, являются:

  • экономия затрат на проведение ремонтов двигателей ГПА, выходящих в ремонт из-за ошибочного останова агрегата;

  • дополнительная подача газа в газопровод в результате исключения остановов и простоев ГПА по причине ошибочного останова;

  • экономия газа на запуск и останов.

Общие затраты (3t) проекта складываются из капитальных вложений (KB) и эксплуатационных затрат (Зэк):
Зt= КВ + Зэк . (6.5)
Капитальные вложения на анализатор «Вектор-П» Крвг = 173 000 тыс. руб. Данный укрупненный показатель стоимости включает в себя приобретение, установку.

Годовые эксплуатационные затраты, связанные с обслуживанием и эксплуатацией приборов, средств или систем автоматизации, рассчитываются по следующей формуле:


Зэк = Звспом+Зрем+Зобор+Зам+ Зпот+Зпр , (6.6)
где Звспом - затраты на вспомогательные материалы;

Зрем - затраты на ремонт;

Зобор - затраты на обслуживание оборудования, т.е. на заработную плату работника (работников), занимающегося обслуживанием;

Зам - амортизационные отчисления по приборам, средствам автоматизации, внедряемому оборудованию;

Зпот - затраты, связанные с потреблением электроэнергии;

Зпр - прочие затраты.

Затраты на вспомогательные материалы составляют 20% от стоимости капитальных вложений:
Звспом = 0,2*КВ. (6.7)
Затраты на ремонт оборудования составляют 25 % от капитальных вложений:
Зрем = 0,25* КВ. (6.8)
Затраты на содержание и эксплуатацию оборудования составляют 40% от капитальных вложений:
Зобор = 0,4* КВ.(6.9)
Затраты на амортизацию составляют 10% от капитальных вложений, т.к эксплуатационный срок оборудования 10 лет:
Зам = На*KB, (6.10)
где На — норма амортизации.

Затраты от потребления электроэнергии рассчитывается по формуле


Зпот = Wу*Тр*Sэ, (6.11)
где Wy – установленная электромощность, 16 МВт;

Tp – число рабочих часов, (24*365=8760);

Sэ – тариф на электроэнергию, руб/кВт*ч (92 коп).

Величина прочих затрат принимается равной 25% от суммы других затрат:


Зпр = 0,25 *(3вспом+3рем+3обор+3ам+3пот). (6.12)
Звспом = 0,2*173=36,4 тыс.руб.

Зрем = 0,25*173=43,25 тыс.руб.

Зобор = 0,4*173=69,2 тыс.руб.

Зам = 0,1*173=17,3 тыс.руб.

Зпот = 16*8760*0,92=128,947 тыс.руб.

Зпр = 0,25 *(36,4+43,25+69,2+17,3+128,947)=295,097 тыс.руб.

Зэк = 36,4+43,25+69,2+17,3+128,947+295,097=590,194 тыс.руб.

Результаты расчета эксплуатационных затрат представлены в таблице 6.1.


Таблица 6.1- Текущие затраты

Наименование затрат

Результат, тыс.руб.

1. Вспомогательные материалы

36,4

2. Ремонт

43,25

3. Содержание и эксплуатация

69,2

4. Затраты от потерь энергии

128,947

5. Амортизация

17,3

6. Прочие

295,097

7. Эксплуатационные издержки

590,194

После внедрения анализатора вибрации получили дополнительное количество продукции за счет несостоявшихся остановов ГПА по повышенной вибрации и ремонтов авиадвигателей (таблица 6.2).

Выгоды от проекта рассчитываются по следующей формуле:
(6.13)
где k - коэффициент загрузки газопровода (в нашем случае он равен 0,16);

Q - производительность ГПА, м3/сут;

Сн - стоимость газа (принимается равной 0,150тыс.руб/1000м3);

р - плотность газа, 0,85 кг/м3;

Зр - текущие издержки;

Зэк – экономия от запусков и остановов ГПА.

В=0,16*35*10^6*0,85*0,15+(5960*0,150+5*35,4)-590,194=713,47 тыс.руб.

Таким образом, выгоды от проекта за один год составят 713,947 тыс.руб.


Таблица 6.2 – Исходные данные для расчёта

Наименование показателей

До

внедрения



После

внедрения



Время простоя ГПА ДКС, ч

21,00

0

Не добытый газ за период простоя ГПА, тыс.м3

5 960,00

0

Количество остановов ГПА, шт.

5,00

0

Потери газа на пуски и остановы ГПА, тыс.м3

35,40

0

Определение срока окупаемости представлено на рисунке 6.1. Изменение денежных потоков наличности показано на рисунке 6.2. Результаты расчета приведены в таблице 6.3. Расчет эффективности проекта приведен в таблице 6.4. Величина расчетного периода – 10 лет. Определение внутренней нормы доходности показано на рисунке 6.3


ИД= (ЧДД/КП)+1 =(635,0/173,0)+1 = 4,67 дол.ед.
Как видно из расчетов, приобретение нового оборудования (анализатора вибрации типа «Вектор-П») для предприятия целесообразно, т.к. дисконтированный денежный поток по проекту положительный, внутренняя норма доходности выше цены капитала, индекс доходности больше 1. Данный проект является экономически эффективным.

Рисунок 6.1 – Определение срока окупаемости


Рисунок 6.2 – Изменение денежных потоков наличности


Рисунок 6.3 – Определение внутренней нормы доходности



Таблица 6.3 - Расчет налога на имущество, тыс. руб.

Показатель

Год

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Стоимость основных фондов на начало года

173,0

155,7

138,4

121,1

103,8

86,5

69,2

51,9

34,6

17,3

Амортизационные отчисления

17,3

17,3

17,3

17,3

17,3

17,3

17,3

17,3

17,3

17,3

Стоимость основных фондов на конец года

155,7

138,4

121,1

103,8

86,5

69,2

51,9

34,6

17,3

0,0

Среднегодовая стоимость основных фондов

164,35

147,05

129,75

112,45

95,15

77,85

60,55

43,25

25,95

8,65

Налог на имущество

3,28

2,94

2,595

2,249

1,9

1,557

1,21

0,865

0,52

0,17

Таблица 6.4 - Расчет эффективности проекта



Показатель год

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Капитальные вложения, тыс. руб

173,0

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Выгоды, тыс. руб

-

713,47

713,47

713,4

713,4

713,4

713,4

713,4

713,4

713,4

713,47

Эксплуатационные затраты, тыс. руб

-

590,1

590,1

590,1

590,1

590,1

590,1

590,1

590,1

590,1

590,19

в т.ч амортизация, тыс. руб

-

17,3

17,3

17,3

17,3

17,3

17,3

17,3

17,3

17,3

17,3

Налог на имущество, тыс. руб

-

3,28

2,94

2,595

2,249

1,9

1,557

1,21

0,865

0,52

0,17

Валовая прибыль, тыс. руб

-

120

120,33

120,68

121,27

121,37

121,71

122,06

122,41

122,75

123,1

Налог на прибыль, тыс. руб

-

24

24,06

24,13

24,27

24,28

24,34

24,41

24,48

24,55

24,62

Чистый операционный доход , тыс. руб

-

113,3

113,57

113,84

114,05

114,39

114,67

114,95

115,22

115,5

115,78

Сальдо денежного потока от операционной деятельности, тыс. руб

-

130,6

130,87

131,14

131,35

131,69

131,97

132,25

132,52

132,8

133,08

Сальдо денежного потока от инвестиционной деятельности, тыс. руб

-173,0

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Сальдо двух потоков (чистые денежные поступления проекта), тыс. руб

-173,0

130,6

130,87

131,14

131,357

131,69

131,97

132,25

132,52

132,8

133,08

Коэффициент дисконтирования

1,00

0,909

0,826

0,751

0,683

0,62

0,5644

0,5131

0,466

0,42

0,386

ЧДД проекта, тыс. руб

-173,0

118,71

108,09

98,48

89,71

81,647

74,48

67,85

61,75

55,77

51,6

ЧДД проекта нарастающим итогом, тыс. руб

-173,0

-54,28

53,81

152,29

242

323,64

398,127

465,97

527,72

583,49

635,0

Эффективность проекта показана таблице 6.5.


Таблица 6.5 - Эффективность проекта

Показатель

Значение

1. Инвестиции, тыс.руб.

173,0

2. Расчетный период, лет

10

3. Годовые выгоды, тыс.руб.

713,47

4. Ставка дисконтирования, %

10

5. Чистый дисконтированный доход, тыс.руб.

635,0

6. Индекс доходности, дол.ед.

4,67

7. Внутренняя норма доходности, %

175%

8. Срок окупаемости, лет

2,5

ЗАКЛЮЧЕНИЕ


В дипломном проекте рассмотрены основные элементы и средства автоматизации газоперекачивающего агрегата ГПА-16Р «Уфа», так как эффективная и надежная работа газоперекачивающего агрегата немыслима без использования высокоточной измерительной техники.

Вибрация является одной из наиболее распространенных причин, ограничивающих надежность роторного оборудования. Поэтому в дипломном проекте особое место уделено анализу вибрации газоперекачивающего агрегата. В работе обоснована необходимость применения анализатора вибрации типа «Вектор-П» для учета собственных колебаний датчика.

Проведенные исследования показали, что собственные колебания датчика абсолютной вибрации оказывают влияние на конечный результат измерения. В результате в момент действия внешнего возмущения показания оказываются заниженными. Заниженные показания датчика могут привести к несвоевременному аварийному останову агрегата и полному его разрушению.

Мною предложена компьютерная модель датчика вибрации, которая при реализации в контроллере анализатора типа «Вектор-П» позволяет учитывать собственные колебания датчика, вычисляя вынужденную (истинную) составляющую вибрации, которая обусловлена вибрацией агрегата. Таким образом, исключается влияние самого датчика вибрации, что повышает достоверность виброметрической информации.

Компьютерная модель реализована в программном пакете VisSim, где наглядно видно заниженное значение вибрации без учета собственных колебаний датчика.

Так как виброконтроль ГПА входит в систему противоаварийной защиты, то к надежности срабатывания системы ПАЗ предъявляются высокие требования. Анализатор вибрации типа «Вектор-П» требует применения компьютерной модели датчика, исключающую его собственные колебания из конечного результата измерения, что существенно повышает достоверность срабатывания защиты. Поэтому предлагаемый проект обеспечит достоверный контроль параметров вибрации и позволит предотвратить развитие аварийной ситуации, связанной с выходом значения параметра вибрации за предельную уставку за счет правильного срабатывания системы противоаварийной защиты.



СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ


  1. Ревзин, Б.С. Газотурбинные установки с нагнетателями для транспорта газа: / Б.С. Ревзин. – М.: Недра, 1991. – 200 с.

  2. Артемова, Т.Г. Эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов / Т.Г. Артемова, И.Д. Ларионов. – М.: Уральский государственный технический университет, 2000. – 337 с.

  3. Аристова, Н.И. Промышленные программно – аппаратные средства на отечественном рынке АСУТП. Н.И. Аристова, А.И. Корнеева. – М.: Научтехлитиздат, 2001. – 399 с.

  4. Балицкий, Ф.Я. Виброакустическая диагностика зарождающихся дефектов / Ф.Я. Балицкий, М.А. Иванова, А.Г. Соколова, Е.И. Хомяков. – М.: Наука, 1984. – 129 с.

  5. Гольдин, А.С. Вибрация роторных машин: / А.С. Гольдин. – Машиностроение, 2000. – 344 с.

  6. Янчич, В.В. Пьезоэлектрические датчики вибрационного и ударного ускорения: / В.В. Янчич. – М.: Ростов на Дону, 2008. – 77 с.

  7. Аппаратура контроля вибрации ИВ-Д-ПФ-23-1: Руководство по эксплуатации. – М.: ЗАО «Вибро-прибор», 2010. – 61 с.

  8. Богданов, Е.А. Основы технической диагностики нефтегазового оборудования: / Е.А. Богданов. – М.: Высшая школа, 2006. – 279 с.

  9. Дружинина, О.Г. Имитационное моделирование непрерывно-детерминированных систем с помощью пакета программ VisSim: / О.Г. Дружинина. – М.: УМЦ-УПИ, 2008. – 22 с.

  10. Ястребенский, М.А. Надежность автоматизированных систем управления технологическими процессами / М.А. Ястребенский, Г.М. Иванова. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 264 с.

  11. Многоканальный анализатор параметров вибрации «Вектор-П»: Руководство по эксплуатации. – М.: ООО «ГК Инновация», 2012. – 16 с.

  12. Гилязов, А.А. Учебно-методическое пособие к выполнению раздела «безопасность и экологичность» в выпускных квалификационных работах по направлению подготовки 22000 «Автоматизированные технологии и производства» специальности 220301 «Автоматизация технологических процессов и производств» (по отраслям) / А.А. Гилязов, Ю.Р. Абдрахманов. – М.: УГНТУ, 2009. – 19 с.

  13. Методические рекомендации по экономическому обоснованию дипломных проектов (для студентов специальности 14.06.04 «Электропривод и автоматика промышленных установок и технологических комплексов», 22.03.01 «Автоматизация технологических процессов и производств») / Под редакцией Бирюковой В.В. – Уфа: УГНТУ, 2008. – 30 с.

ПРИЛОЖЕНИЕ А

(обязательное)
Перечень демонстрационных листов

  1. Титульный слайд

  2. Цели и задачи ВКР

  3. Технологическая схема КС – 18А

  4. Функциональная схема автоматизации ГПА-16Р «Уфа»

  5. Структурная схема мониторинга вибрации и частоты вращения роторов ГПА

  6. Измеряемые параметры вибрации

  7. Средства измерения вибрации

  8. Структурная схема акселерометра

  9. Типовой вибрационный сигнал газоперекачивающего агрегата

  10. Математическая модель датчика абсолютной вибрации

  11. Построение математической модели (механическая система датчика)

  12. Построение математической модели (колебательная система датчика и внешнее воздействие)

  13. Построение математической модели (общая схема моделирования вибрации ГПА)

  14. Результаты моделирования в программе VisSim

  15. Эффективность использования модели

  16. Функциональная схема противоаварийной защиты канала измерения вибрации силовой турбины

  17. Сравнительный анализ вероятности правильного срабатывания системы ПАЗ по вибрации

  18. Выводы по работе



Поделитесь с Вашими друзьями:


База данных защищена авторским правом ©zodorov.ru 2017
обратиться к администрации

    Главная страница