Повышение надежности работы газоперекачивающего агрегата за счёт внедрения новых методов защиты по помпажу

РЕФЕРАТ

     Выпускная квалификационная работа 104 л., 29 рисунков, 11 таблиц, 35 источ- ников, 1 приложение.
     АВТОМАТИЗАЦИЯ ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩЕГО АГРЕГАТА ГПА-16Р «МОСКОВА», ТЕМПЕРАТУРА ГАЗА, ТЕРМОПРЕОБРАЗОВАТЕЛИ СОПРОТИВЛЕ-НИЯ, СТРУЙНО-АКУСТИЧЕСКИЙ ДАТЧИК ТЕМПЕРАТУРЫ, ПРОТИВО- АВАРИЙНАЯ ЗАЩИТА ГПА ОТ ПОМПАЖА
     Объектом исследования является газоперекачивающий агрегат ГПА-16 «Уфа» на компрессорной станции «МОСКОВА».
     В процессе исследования была рассмотрена существующая система автомати- зации установки, средства измерения и контроля, методов защиты ГПА от помпажа.
     Цель работы – повышение надежности работы газоперекачивающего агрегата за счёт внедрения новых методов защиты по помпажу, что позволяет исключить аварийные режимы работы ГПА и увеличить его ресурс.
     В результате исследования обосновано внедрение более современных и быст- родействующих датчиков температуры, приведено описание существующих датчик- ов температуры, разработана математическая модель и алгоритмы защиты от помпа- жа.
     Технико-экономические показатели свидетельствуют об увеличении быстро-
действия системы ПАЗ по температуре газа.
     Внедрение отсутствует.
     Эффективность проекта основывается на повышении надежности работы ГПА и увеличении вероятности правильного срабатывания системы защиты от помпажа, используя данные температуры газа.



СОДЕРЖАНИЕ

Определения, обозначения и сокращения
6
Введение
8
1. Общая характеристика компрессорной станции
9
  1.1. Назначение компрессорной станции «Москова»
9
  1.2 Технологический процесс перекачки газа
10
  1.3 Устройство компрессорного цеха
11
  1.4 Возможные аварийные ситуации при эксплуатации газоперекачивающе-
    го агрегата
22
2 Автоматизация газоперекачивающего агрегата ГПА-16Р «Уфа»
23
  2.1 Функции системы автоматического управления газоперекачивающего 
   агрегата
24
  2.2 Аппаратная реализация системы автоматического управления газопере-
    качивающего агрегата
29
  2.3 Функциональная схема автоматизации газоперекачивающего агрегата
43
  2.4 Основные технические средства контроля за рабочими параметрами га-
    зоперекачивающего агрегата
51
3. Модернизация систем противопомпажной защиты и регулирования
58
  3.1 Системы противопомпажной защиты, достоинства и недостатки
58
  3.2 Теоретические основы и алгоритмы работы антипомпажного регулятора
62
  3.3 Разработка быстродействующего измерителя температуры газов
65
  3.4 Разработка математических моделей и алгоритмов защиты от  помпажа
73
4 Промышленная безопасность и охрана труда
81
  4.1 Анализ производственных опасностей и вредностей
81
  4.2 Мероприятия по обеспечению безопасных и безвредных условий труда
84
5 Оценка экономической эффективности от внедрения системы противопом-
пажной защиты газоперекачивающего агрегата
90
  5.1 Обоснование экономической эффективности проекта
90
  5.2 Расчет экономической эффективности проекта
91
Заключение
100
Список использованных источников
101
Приложение А. Перечень демонстрационных листов
105


ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ
     
     КС 		– компрессорная станция
     ГПА 		– газоперекачивающий агрегат
     АВО 		– аппарат воздушного охлаждения
АСУ ТП	– автоматизированная система управления технологическим про-
цессом
     КЦ 		– компрессорный цех   
     ГГ 		– газогенератор
     ГС 		– газовый стартер
     СТ 		– силовая турбина
     ГТУ		– газотурбинная установка
     ГТД 		– газотурбинный двигатель
     УПГ 		– установка подготовки газа
     КШТ 	– кожух шумотеплоизолирующий
     КВОУ 	– комплексное воздухоочистительное устройство
     КВД 		– компрессор высокого давления
     ТВД 		– турбина высокого давления
     ТНД		– турбина низкого давления
     КНД 		– компрессор низкого давления
     ТРК 		– топливно-регулирующий клапан
     ТП 		– технологический процесс
     АПК 		– антипомпажный клапан
     САУ		– система автоматического управления
     ССС 		– Compressor Controls Corporation
TTCM 	– Total Train Control Module, модуль автоматического управления и регулирования
LIOM 	– Local Input/Output Module, модуль местного ввода/вывода сигна-
лов
RIOM 	– Remote Input/Output Module, модуль дистанционного вво- да/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
      САД 		– струйно-акустический датчик
     ПЭП 		– пьезоэлектрический преобразователь


ВВЕДЕНИЕ

     Природный газ в настоящее время является основным топливным ресурсом для всех отраслей промышленности, а также активно применяется в качестве мотор- ного топлива на транспорте. Кроме того, газ является сырьем для химической про- мышленности, он используется для синтеза различных сложных органических веществ. Таким образом, природный газ как ресурс занимает важное место в мировой экономике. 
     Одним из условий устойчивого развития газовой отрасли является обеспе-
чение надежности и эффективности эксплуатации газотранспортных предприятий.
     Оптимальный режим эксплуатации магистральных газопроводов заключается прежде всего в максимальном использовании их пропускной способности при мини-
мальных затратах на компримирование и транспортировку газа по газопроводу. В значительной мере этот режим определяется работой компрессорных станций, ус-
танавливаемых по трассе газопровода.
     Актуальность темы выпускной квалификационной работы заключается в том, что существующие системы защиты по температуре газа инерционны и не предотвращают помпаж нагнетателя.
     Цель выпускной квалификационной работы – повышение надежности ра-
боты газоперекачивающего агрегата за счет внедрения новых методов защиты по помпажу, что позволяет исключить аварийные режимы работы ГПА и увеличить его ресурс
     Задачами выпускной квалификационной работы являются:
     – изучение технологий защиты ГПА от помпажа;
     – анализ существующих средств автоматизации и поиск направления модер-
низации;
     – модернизация схемы защиты ГПА от помпажа на базе разработанной уни-
версальной схемы защиты и быстродействующего измерителя температуры газов.
     При работе над проектом были использованы материалы ООО «Газпром трансгаз Уфа».
     1. Общая характеристика компрессорной станции

     1.1. Назначение компрессорной станции «Москова»

      При движении газа по газопроводу часть его энергии расходуется на преодо- ление сил трения. В результате скорость газа в трубопроводе уменьшается, происхо- дит падение давления по его длине и это вызывает снижение пропускной способнос- ти газопровода. Для восстановления прежних параметров газа необходимо периоди- чески, через определенные расстояния, сообщать соответствующее количество энер- гии транспортируемому газу. Процесс подвода энергии выполняется в специальных сооружениях газопровода – компрессорных станциях.
     Компрессорная станция – составная часть магистрального газопровода, пред- назначенная для обеспечения его расчетной пропускной способности за счет повы- шения давления газа на выходе КС с помощью различных типов газоперекачива- ющих агрегатов. Основной объект КС - компрессорный цех, оснащенный газопере- качивающими агрегатами и рядом вспомогательных систем (агрегатных и общеце- ховых).
     Когда компрессорная станция не работает, газ пропускается только по газо- проводу. 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 надеж-ной, экономичной и бесперебойной работы турбокомпрессорного, технологического и вспомогательного оборудования в заданном режиме [1].
     На КС осуществляются следующие основные технологические процессы: очи-стка 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, управле-ние 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 с установленными газоперекачивающими агрегатами;
       установка подготовки газа  для подготовки топливного, пускового и импу-льсного газа;
       система маслоснабжения станции;
       узел подключения к газопроводу.
      Газопровод имеет ответвления, по которым газ поступает в компрессорные це-ха станции. После очистительных устройств он попадает в газоперекачивающие аг-регаты, где осуществляется процесс сжатия, после чего пропускается через аппара-ты воздушного охлаждения и возвращается в газопровод для дальнейшей транспор-тировки.
      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 Технологический процесс перекачки газа
     
     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 возник-новения 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 механичес-ких примесей и влаги.
     После очистки от механических примесей и жидкости газ поступает в нагнета-тельный коллектор, где поток газа разделяется на две части. Часть техноло-гического газа идет через сепаратор высокого давления и сепаратор низкого давле-ния на установку подготовки топливного и пускового газа, где производится его ре-дуцирование и очистка. Другая, основная часть газа поступает во всасывающий кол-лектор газоперекачивающих агрегатов (технологический газ). После сжатия в цент-робежных компрессорах газ, проходя через обратный клапан и выходной кран, поступает в выходной коллектор Ду 1000, откуда поступает на установку ох-лаждения 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 соб-ой поршень со щетками или скребками, который движется до следующей КС в пото-ке 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.
     1.3.1 Установка подготовки топливного и пускового газа.
     Топливный газ предназначен для реализации процесса горения в камере сгора-ния. Пусковой газ – это газ, используемый для запуска турбины.
     В качестве топливного и пускового газа компрессорных агрегатов использует-ся транспортируемый газ после специального блока редуцирования.
     Установка подготовки топливного и пускового газа предназначена для очист-ки, осушки и поддержания требуемого давления и расхода перед подачей его в каме-ру сгорания.
     Отбор газа на установку подготовки топливного, пускового и импульсного газа производится из всасывающего коллектора после пылеуловителей или нагнета-тельных 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 трубка-ми с блоком датчиков замера расхода газа, в котором установлен сильфонный диф-манометр, производящий замер расхода газа.
     После диафрагмы газ распределяется на два потока: часть газа поступает в по-догреватель ПТПГ-30, где подогревается до температуры (45 – 50) ?С. После подо-гревателя газ поступает на вход линии топливного газа блока редуцирования, а час-ть газа поступает непосредственно на вход линии пускового газа блока редуцирова-ния. Перед редуцированием газ очищается от механических примесей в блоке очист-ки 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 значе-ния 0,6…2,5 МПа, в зависимости от давления воздуха за осевым компрессором. Пу-сковой газ, пройдя систему редуцирования, снижает свое давление до 1,0…1,5 МПа.
     1.3.2 Система импульсного газа.
     Импульсным называется газ, отбираемый из технологических трубопроводов обвязки КС для использования в пневмогидравлических системах приводов запор-ной арматуры: пневмоприводных кранов технологического, топливного и пускового газов, для подачи газа к контрольно-измерительным и регулирующим приборам.
     1.3.3 Установка очистки газа от механических примесей.
      Циклонный пылеуловитель  представляет собой аппарат цилиндрической фор-мы, оборудованный для технических переключений запорной арматурой и средства-ми автоматики.
      Секция ввода газа состоит из входной трубы диаметром 600 мм. Секция очист-ки 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 ко-нуса, по которому жидкие и твердые частицы попадают в осадную секцию. Нижняя часть аппарата является сборником пыли и влаги, выделяющихся из газа после обра-ботки 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.
      
      1.3.4 Система охлаждения транспортируемого газа на КС.
      На КС применяются схемы с использованием аппаратов воздушного охлажде-ния. Глубина охлаждения технологического газа здесь ограничена температурой на-ружного воздуха. Температура газа после охлаждения в АВО не может быть ниже температуры наружного воздуха.
      Охладители природного газа представляют собой аппарат воздушного охлаж-дения с горизонтальным расположением трубных пучков.
      АВО работает следующим образом: на опорных металлоконструкциях закреп-лены трубчатые теплообменные секции. По трубам теплообменной секции про-пускают транспортируемый газ, а через межтрубное пространство теплообменной секции с помощью вентиляторов, приводимых во вращение от электромоторов, про-качивают наружный воздух. За счет теплообмена между нагретым при комприми-ровании газом, движущимся в трубах, и наружным воздухом, движущимся по меж-трубному пространству, и происходит охлаждение технологического газа на КС.
      1.3.5 Блок компримирования.
      Блок компримирования предназначен для сжатия газа. В состав блока ком-примирования входят газоперекачивающие агрегаты. Количество агрегатов на стан-ции определяется исходя из мощности применяемых ГПА. 
      Станция должна работать по следующей формуле: количество агрегатов, под-держивающее расход, плюс один агрегат в резерве, плюс один агрегат в ремонте.
    1.3.6 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 газоперека-чивающего агрегата. В качестве топлива для двигателя используется природный газ. Конструктивно двигатель выполнен в виде двух модулей: модуля газогенератора и модуля силовой турбины.
     Газогенератор создаёт поток горячих газов высокого давления, который ис-пользуется 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 кинетичес-кую, используемую для приведения в действие нагнетателя. С ротором газогенера-тора имеет только газодинамическую связь.
     Для снижения уровня звукового давления (шума), создаваемого при работе га-зотурбинной установки, двигатель закрыт кожухом шумотеплоизолирующим, кото-рый 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 безопас-ность работы ГТУ в составе ГПА.
     Нагнетатель 235-21-1 (рисунок 1.1) предназначен для сжатия природного газа на компрес-сорных станциях магистральных газопроводов. Степень сжатия - 1,45 МПа. Нагнетатель состоит из цилиндра (корпуса) и пакета нагнетателя.
      
      
      
      
      
      
      
1 – ротор; 2 – подшипники; 3 – торцевые уплотнения; 4 – лабиринтные уплотнения; 5 – диффузоры; 6 – обратный направляющий аппарат

Рисунок 1.1 – Нагнетатель 235-21-1
      Пакет нагнетателя состоит из ротора, диафрагмы всасывающей, средней час-ти, 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. Дви-
жение газа и повышение давления в проточной части нагнетателя происходит за счет создания поля центробежных сил в рабочем колесе, обеспечивающего дви-
жение газа от центра колеса к его периферии и за счет преобразования кинетической энергии газа в потенциальную (давления). В таблице 1.1 приведены технические характеристики нагнетателя 235-21-1.
Таблица 1.1 – Технические данные нагнетателя типа 235-21-1
Наименование показателя, ед. измерения
Значение
Номинальная частота вращения ротора нагнетателя, об/мин
4800 
Номинальная производительность нагнетателя, отнесенная к 20 0С и 1.01*10 МПа, м3/сут
36*103 
Максимальное рабочее давление газа на выходе из нагнетателя, Па
76*106 
Диапазон регулирования частоты вращения турбины нагнетателя, об/мин
3300-5000 
    1.3.7 Принцип работы ГПА-16Р. 
    На рисунке 1.2 показана технологическая схема газоперекачивающего агре-
гата ГПА-16Р «Уфа».
    При запуске газовый стартер через центральный привод раскручивает ротор высокого давления газогенератора. Очищенный в комплексном воздухоочистите-льном устройстве  атмосферный воздух через входное устройство ГПА поступает в компрессор низкого давления, частично сжимается в нём. Входное устройство пред-ставляет собой спрофилированный канал, обеспечивающий подвод воздуха в комп-рессор с минимальными потерями. В промежуточном корпусе за компрессором низ-кого давления воздух разделяется на два потока наружный и внутренний.



      
      
      
      
      
      
      
      

КНД – компрессор низкого давления; КВД – компрессор высокого давления; ТВД – турбина высокого давления; 
ТНД – турбина низкого давления; СТ – силовая турбина; ФПГ – форсунки пускового газа; ФТГ – форсунки топливного газа; 
ЭМК – электромагнитный клапан; ГС – газовый стартер; СК – стопорный клапан; ТРК – топливно-раздаточный клапан; 
АПК – антипомпажный клапан
      Рисунок 1.2 – Технологическая схема газоперекачивающего агрегата ГПА-16Р «Уфа»
      
      
      Поток воздуха внутреннего контура поступает в компрессор высокого давления, где происходит его дальнейшее сжатие. Из компрессора высокого да-вления 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 топ-ливного газа с воздухом в жаровой трубе при запуске производится запальными уст-ройствами. Кинетическая энергия продуктов сгорания при расширении на рабочих лопатках турбин преобразуется в механическую работу вращения роторов высокого и низкого давления. Турбина высокого давления приводит во вращение ротор КВД, а турбина низкого давления - ротор компрессора низкого давления. Смесь продук-тов сгорания, имеющая кинетическую энергию, после ТНД поступает в силовую турбину, 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 ав-томатизированной системой согласно алгоритмов управления.
     Краны и клапана имеют следующую нумерацию и назначение:
      кран 11 предназначен для подачи пускового газа в газовый стартер;
      сброс газа на свечу осуществляется через краны 9 и 10;
      кран 12 и стопорный клапан предназначен для подачи топливного газа в камеру сгорания;
      топливно-регулирующий клапан регулирует частоту вращения турбоком-
прессора.
     Нагнетательный трубопровод оборудован:
       краном 2 с гидропневмоприводом для выхода газа из нагнетателя и обрат-ным 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 останов-ках агрегата;
       пусковым трубопроводом подачи газа в пусковой контур с краном и обрат-ным клапаном в агрегатной линии рециркуляции газа, антипомпажным клапаном «Mokveld» [2].

1.4 Возможные аварийные ситуации при эксплуатации газоперекачиваю-
щего агрегата 
     
     Помпаж, или неустойчивый режим работы, нагнетателя является наиболее опасным автоколебательным режимом в системе нагнетатель-газопровод, приво-дящий к срыву потока в проточной части нагнетателя.
     Внешне помпаж проявляется в виде хлопков, сильной вибрации нагнетателя, отдельных периодических толчков, в результате чего возможны разрушение рабо-чего колеса нагнетателя, повреждение упорного подшипника, разрушение лаби-ринтных уплотнений и т.д. Возникновение помпажа в нагнетателе вызывает коле-бания частоты вращения и температуры газа ГПА, приводящей во вращение нагне-татель, и, как следствие, к возникновению неустойчивой работы осевого компрес-сора, что, в свою очередь, приводит к аварийной остановке ГПА.
     Причинами возникновения помпажа является изменение характеристики га-зопровода вследствие:
     – колебаний давления газа в газопроводе; 
     – влияния параллельно включенных, но более напорных нагнетателей;
     – неправильной или несвоевременной перестановки кранов в трубной обвяз- ке нагнетателя.
     Изменения режима работы нагнетателя до значительного уменьшения расхо-да газа (примерно до 60% расчетного значения), вследствие:
     – снижения частоты вращения нагнетателя ниже допустимой; 
     – ухудшения технического состояния газотурбинного привода;
     – попадания посторонних предметов на защитную решетку нагнетателя и ее обледенения и др.

     2 Автоматизация газоперекачивающего агрегата ГПА-16Р «Уфа»

      Компрессорный цех КС-16 компрессорной станции «Москова» оснащен систе-мой автоматического управления, построенной на базе программно-технических средств Series 5 фирмы «Compressor Controls Corporation» (CCC) [3].
САУ Series 5 является продолжением и дальнейшим развитием линии систем автоматического управления и регулирования, начиная с Series 3+ и Series 4 [4]. Базируясь на опыте и отработанных решениях в части алгоритмов управления, защиты и регулирования, приобретенных при создании систем предыдущих поко-
лений, САУ Series 5 по сравнению с ними выгодно отличается использованием самой современ-ной и надежной элементной базы, оригинальными передовыми решениями в части компоновки САУ, повышенной скоростью обработки информации и выдачи решений, усовершенствованным интерфейсом оператора. Программное обеспечение САУ Series 5, реализующее алгоритмы управления и регулирования, полностью от-вечает нормам и требованиям.
      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, циф-ровые индикаторы и блок бесперебойного питания;
       комплект датчиков;
       регулирующий клапан с сервоприводом для установки в линии подачи топ-лива;
       регулирующий кран с сервоприводом в линии перепуска нагнетателя;
       комплект дополнительного оборудования;
       программное обеспечение;
       комплект документации.
2.1 Функции системы автоматического управления газоперекачивающего агрегата
      
      Система автоматического управления и регулирования «Series 5» фирмы ССС предназначена для автоматизации газоперекачивающего агрегата, входящего в состав газоперекачивающей станции [5,6]. Автоматизации подлежит ГПА, состоя-щий из газотурбинного привода, центробежного нагнетателя и вспомогательных систем и оборудования. На различных режимах работы ГПА САУ выполняет управ-ление газотурбинной установкой, антипомпажное регулирование ГПА. САУ ГПА обеспечивает:
       прием, обработку и выдачу аналоговых и дискретных сигналов в соответст-вии с заданными алгоритмами функционирования;
       гальваническое разделение между внутренними цепями управления и цепя-ми датчиков и исполнительных механизмов;
       прием, преобразование и представление в виде значений измеряемой физи-ческой величины аналоговых сигналов:
      1) силы и напряжения постоянного тока по ГОСТ 26.011-80;
      2) термопреобразователей сопротивления по ГОСТ 6651-2009;
      3) термоэлектрических преобразователей по ГОСТ Р 8.585-2001;
      4) частоты напряжения или тока;
       выдачу по каналам аналогового управления сигналов силы или напряжения постоянного тока;
       прием и обработку дискретных входных сигналов:
       двухпозиционных потенциальных;
       типа «сухой контакт»;
       выдачу дискретных выходных сигналов в виде состояния контактов выход-ных реле;
       передачу информации на средства отображения и регистрации по стандарт-ным интерфейсам типа RS-422/RS-485, Ethernet, Profibus.
      Функции, выполнение которых обеспечивает САУ ГПА, делятся на три груп-пы:
       функции управления;
       функции регулирования;
       информационные функции.
      2.1.1 Функции логического управления и защиты.
      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 «Ко-льцо» или «Магистраль»;
       автоматический пуск ГПА по команде оператора с заполненным контуром нагнетателя (например, после аварийного останова без стравливания газа) с выво-дом 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 САУ 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 автомати-чески при выходе из строя основной и резервной электрических сетей или при отка-зе модуля логического управления САУ;
       автоматический перезапуск с интервалом 3 секунды вспомогательных меха-низмов после кратковременного (от 1 до 5 с) пропадания напряжения 380 В, 50 Гц;
       дистанционное управление исполнительными механизмами и вспомогатель-ным 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 прокрут- ка, 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;
      2.1.2 Функции регулирования двигателя.
      Функции регулирования двигателя включают:
       регулирование (стабилизацию) частоты вращения ротора силовой турбины (нагнетателя);
       диапазон регулирования частоты вращения вала силовой турбины (нагне-тателя) обеспечивается в пределах от 70 до 105% номинального значения частоты вращения (не менее);
       cтепень нечувствительности системы регулирования по частоте вращения турбины при любой нагрузке не превышает 0,3 % номинального значения частоты вращения;
       ограничение мощности ГПА, обеспечиваемое системой регулирования по косвенным параметрам, не превышает 120 % номинальной мощности, в зависимости от температуры окружающего воздуха;
       автоматическое предельное регулирование (ограничение) по следующим па-раметрам:
      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 верх-нему задаваемому пределу;
      4) приемистости двигателя (скорости изменения мощности);
       реализация пропорционально-интегрального закона регулирования следую-щих 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.
      2.1.3 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 нагнета-теля при работе на режимах низких расходов. Помпаж является нестационарным процессом в центробежном компрессоре и выражается в срыве потока газа через ра-бочее колесо.
      Задача систем противопомпажной защиты в данном случае сводится к предот-вращению подхода рабочей точки компрессора к границе помпажа за счет регулиро-вания его параметров (давления и расхода газа до и после компрессора). Для предот-вращения помпажа САУ ГПА предотвращает дальнейшее уменьшение минималь-ного расхода через нагнетатель путем открытия антипомпажного клапана и сброса части рабочей среды на вход компрессора.
      2.1.4 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 зна-чений выбранных параметров в единицах физических величин по ГОСТ 8.417 – 2002 с указанием знака и уставок (предупредительных и аварийных) данного пара-метра;
       вызов по желанию оператора на экран контролируемых параметров в виде графиков или трендов с отображением на экране линий предупредительных и ава-рийных уставок;
       представление на экране станции контроля и управления ГПА мнемосхем агрегата с указанием значений измеряемых параметров и положений исполнитель-ных механизмов;
       постоянное представление в цифровом виде значений следующих параметр-ов:
      1) температуры газа перед силовой турбиной;
      2) частоты вращения вала силовой турбины;
      3) перепада давления «масло-газ»;
       автоматическое обнаружение, отображение и звуковая сигнализация при до-стижении технологическими параметрами аварийных уставок;
       автоматическое обнаружение, отображение и звуковая сигнализация при до-стижении 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 ос-новных технологических параметров агрегата при срабатывании аварийной защиты с возможностью ретроспективного анализа состояния агрегата за 60 сек (с дискрет-ностью 0,4 с) до момента формирования сигнала «аварийный останов» и после ава-рии;
       сигнализация и регистрация отказов ПТС с указанием отказавшего устройс-тва, места и времени;
       представление информации о неисправности цепей управления особо от-ветственными исполнительными механизмами или отсутствии напряжения на ис-полнительных механизмах;
       формирование массивов теку.......................