Курсовая работа на тему Модернизация систем автоматического управления технологического процесса дозирования пускового газа стан. Курсовая. 2. 2 Выбор структуры регулятора (закона управления) 22

• Название: 2. 2 Выбор структуры регулятора (закона управления) 22
• Анкор: Курсовая работа на тему Модернизация систем автоматического управления технологического процесса дозирования пускового газа стан
• Дата: 21.09.2021
• Размер: 182.5 Kb.
• Имя файла: Курсовая.docx
• Тип: Литература; #235084
• страница: 2 из 15

ГЛАВА 1 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОЦЕСС И ОБОРУДОВАНИЕ СИСТЕМЫ АВТОМАТИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ И УПРАВЛЕНИЯ ДОЗИРОВАНИЯ ПУСКОВОГО ГАЗА СТАНЦИИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ГАЗОТУРБИННОЙ

1.1 Анализ технологического процесса и оборудования станции электрической газотурбинной

Попутный газ для ГТЭС подается от компрессорных станций нефтегазового месторождения по газопроводу DN 150 мм. На газопроводе, на расстоянии 5 метров от территории ГТЭС, расположена от­ключающая электроприводная запорная арматура Э1 и байпасная линия с ручной запорной арматурой 1. На территории ГТЭС до площадки сепараторов (прием­ных) проложено два подводящих газопровода №1.2 DN 150 мм На каждом из газопроводов DN 150 мм. на территории станции электрической газотурбин­ной. перед входом на площадку сепараторов (приемных), предусмотрен от­ключающий электрический приварной шаровой кран КШЭ1, КШЭ2. Для прове­дения ремонтных работ, перед шаровыми кранами предусмотрены фланце­вые пары с токопроводящей перемычкой для установки поворотной заглушки

На каждом подводящем газопроводе установлены датчики давления и температуры газа - РIR-211.212. ТIR-113. 114.

Приемные сепараторы Г-1, Г-2 предназначены для улавливания жидко­сти из газопровода системы транспорта газа на ГТЭС месторождения. В качестве приемных сепараторов используются вер­тикальные центробежные газосепараторы типа ГСЦ-8-1400-2-И. V=5.5 м¹ с наружным подогревателем 6-640-3 по АТК 24.218.07-90 Обвязка приемных сепараторов выполнена так. что позволяет работать одному аппарату через запорную арматуру К3, К6, К7 (К4, К8, К10), при этом другой аппарат находится в резерве.

По входным газопроводам №1.2 через запорную арматуру КЗ. К4. К8 Кб газ поступает в два сепаратора Г-1, Г-2. В сепараторах Г-1, Г-2 происходит очистка газа от механических примесей и капельной жидкости. Технологиче­ской схемой предусмотрена работа сепараторов Г-1 и Г-2 в параллельном режиме через запорную арматуру К3, К4, К8, К10, К6, К7. Предусмотрена бай­пасная линия с запорной арматурой К9 для подачи газа минуя сепараторы Г- 1, Г-2.

На газосепараторах Г-1, Г-2 установлены выносные уровнемерные ко­лонки для приборов измерения уровня - LА-Н-401, LА-L-402, LIA-441, LA-Н-403, LА-L.-404, LIA-442, датчики давления и температуры PIR-213, 214, ТIR-111, 112, манометры технические, предохранительные клапаны КП1, 2, 3, 4 с установочным давлением Р_yx1,=6.5 МПа Предусмотрена аварийная линия сброса газа на свечу из газосепараторов Г-1, Г-2 через электрические шаро­вые краны КШЭЗ. КШЭ4.

По мере накопления жидкость из газосепаратора Г-1 (Г-2), в автомати­ческом режиме через регулирующий клапан КРЭ3 (КРЭ4) или в ручном режи­ме через запорную арматуру 4(11) отводится в емкость сбора жидкости ЕК-2, ЕК-3.На емкостях сбора жидкости ЕК-2 (3), установлены выносные уровнемерные колонки с приборами измерения уровня - LA-Н-405, LA-L-406, LICA-445 (LА-Н-407,LA-L-408, LICA-446), датчики температуры - TIR-119 (120), регуляторы давления PIRСА-233 (234), манометры технические, предо­хранительные клапаны КП9, 10 (КП11, 12) с установочным давлением Р_уст=1.15 МПа.

Давление в емкостях сбора жидкости ЕК-2 (3) регулируется ре­гулятором PIRCA 233 (234), посредством регулирующего клапана КРЭ-11 (12) со сбросом давления на свечу рассеивания. Расход сбросного газа контроли­руется узлом учета газа UQIR312.

Уровень жидкости в емкостях сбора жидкости ЕК-2 (3) регулируется ре­гулятором LICA-445 (446) посредством регулирующего клапана КРЭ13 уста­новленного на трубопроводе нагнетания насосов НК-1/1. НК-1/2.
Жидкость из ЕК-2 (3) по трубопроводу DN80 мм. через запорную арма­туру 38 (28), 26 (24). фильтр Ф1 (Ф2) подается на прием насосов откачки жид­кости НК-1/1, НК-1/2 для дальнейшей откачки в нефтегазопровод ЦДНГ-5 месторождении. Предусмотрен также вариант от­качки жидкости из ЕК-2 (3) передвижными средствами через запорную арматуру 37 (29).

Станция насосная откачки жидкости оборудована датчиками давления жидкости на нагнетании насосов - PISA-235 (236), манометрами технически­ми. датчиком загазованности - OISA-501, вентсистемой. датчиком пожарной сигнализации.

Предусмотрена байпасная линия с запорной арматурой 27 для подачи нефтесодержащей жидкости в нефтегазопровод на ЦДНГ-5, минуя насосные агрегаты НК-1/1, НК-1/2 при достаточном давлении углеводородной жидкости в емкости ЕК-2 (3). Расход жидкости контролируется счетчиком для учета жидкости (FQI-302).

Предусмотрена подача в ёмкости ЕК-2, 3 стоков промливневой канали­зации из емкости Е-2 насосом Н-2 (через клапан обратный КО20, задвижку 88, 89, 90, клапан обратный К021, задвижки 38, К05, 33, 34 (32) или через клапан обратный К024, задвижки 32, 33, 34.

Газ после газосепараторов Г-1 (2) через запорную арматуру К10, К12, К88 (К7, К13, К87) подается на входной коллектор блоков редуцирования газа БРГ-1 (БРГ -2).

Технологической схемой предусмотрен трубопровод подачи газа (бай­пас БРГ-1.2) после сепараторов Г-1,2 через арматуру К32, КЗЗ. регулятор давления КЭРР1 во входной коллектор ресиверов топливного газа Р-1, Р-2. После регулятора давления (КЭРР1) установлены предохранительные клапа­ны КП21, КП22 с установочным давлением Р_уст=З.0 МПа. Из коллектора газ распределяется через запорную арматуру К63 (К62) на два блока редуцирования газа БРГ-1, БРГ-2.
Блоки редуцирования газа (БРГ 1, БРГ-2) предназначены для редуциро­вания газа высокого давления и бесперебойного обеспечения топливным га­зом энергоблоков №1, №2, №3, газовоздушных нагревателей (ГВН) и котель­ной Обвязка БРГ выполнена так. Что позволяет работать одному БРГ. при этом другой БРГ находится в резерве

В состав каждого блока редуцирования газа входят: технологический блок, электротехнический блок, средства контроля и автоматизации

На входе блока редуцирования установлены датчики давления и темпе­ратуры газа - PIR 223, (PIA 224), TIR 128 (TIA-138).

На газопроводе №1,2 при входе на площадку в ресиверы Р-1, Р-2 уста­новлены датчики давления и температуры газа - PIR-221, PIR-222, TIR-130, TIR-131.

После узла редуцирования основной поток газа через запорную арматуру КН17/2 или КН18/2, КН19/2 или КН20/2, фильтр Ф-1 или Ф-2. запорную арматуру КН6/2 подается во входной коллектор ресиверов топливного газа Р-1, Р-2.

Часть газа после фильтра Ф-1 или Ф-2 через запорную арматуру КН36/2 или КН37/2 поступает в две параллельно обвязанные линии регулирования давления газа РД2/2 (регулятор автоматического действия). РД4/2 (регулятор ручного действия). На трубопроводе после регулирующих клапанов установле­ны мембранные предохранительно-сбросные клапаны КП1/2, КП2/2, КПЗ/2 с установочными давлениями Р_ycx= 0.55 МПа.

После регулирующих клапанов РД2, РД4 часть газа через запорную ар­матуру КН40/2. КН42/2 узел учета газа СГ2/2, КН43/2, запорную арматуру КН2/2 отбирается в качестве топливного газа для котельной. Другая часть через за­порную арматуру КН40/2, КН54/2, КН52/2, КН51/2, К10/2, К-65 отбирается для продувки свечных коллекторов. На БРГ предусмотрены устройства автоматического отключения газа на входе и выходе блока редуцирования газа, сброса газа на свечу по сигналам АСУТП ГТЭС.

Расход газа на продувку свечных коллекторов контролируется узлом учета газа UQIR-307. Расход продувочного газа регулируется регулирующими клапанами КРР1, КРР2 на линиях подачи газа в коллекторы сброса газа.

Из входного коллектора лоток газа через запорную арматуру К77, К79, К80, К82 поступает в два параллельно обязанных ресивера Р-1, Р-2.

Ресиверы предназначены для обеспечения запаса топливного газа и под­держания давления топливного газа во время запуска очередного энергоблока.

Для отключения аппаратов по ходу и выходу продукта на всех аппаратах предусмотрены фланцевые соединения с установкой поворотных заглушек.

Предусмотрена параллельная работа ресиверов Р-1, Р-2. Для подачи га­за в БГО помимо ресиверов предусмотрена байпасная линия с запорной арма­турой К49.

В качестве ресивера выбран вертикальный аппарат 3-10-4,0-3-И по ТУ 3615-012-00217389-96, V=10 м³. Р_раб=2,7 МПа (2 шт., обвязка ресивера вы­полнена так, что позволяет работать одному аппарату, при этом один аппарат находится в резерве).

Конструкцией аппарата предусмотрены съемные каплеотбойники из па­кетированной сетки Панченко. Ресиверы Р-1, (Р-2) оборудованы внешними подогревателями 6-720-3 по АТК 24.218.07-90, предохранительными клапа­нами КП5, КП6 (КП7, КП8) с установочным давлением Р_уст=З.0 МПа. Газ с предохранительных клапанов ресиверов сбрасывается на свечу рассеивания.

Также предусмотрен сброс газа из ресиверов Р-1, Р-2 на свечу рассеивания через электрические шаровые краны КШЭ-7, КШЭ-8. Сброс газа на свечу рас­сеивания с предохранительных клапанов, и освобождение аппаратов осу­ществляется по отдельным коллекторам.


Жидкость по мере накопления из ресиверов Р-1 (Р-2) в автоматическом режиме через регулирующие клапаны КРЭ7 (8) или в ручном режиме через за­порную арматуру 50 (54) отводится в емкости сбора жидкости ЕК-2, ЕК-3. На ресиверах Р-1, Р-2 установлены выносные уровнемерные колонки для приборов измерения уровня – LIA-438, LIA-439. Ресиверы также оснащены датчиками давления и температуры газа - PIA217, PIA-218, TIR-122, TIR-123, мано­метрами техническими.

Топливный газ после ресиверов Р-1, Р-2. через арматуру К91, К89 по газопроводу DN150 мм через запорную арматуру К90, К92 подается в блок газо­вого оборудования (БГО) для использования в качество топливного и пусково­го газа газотурбинного привода энергоблоков. Часть таза после ресиверов Р-1, Р-2 через запорную арматуру К56, К68, К73, К74 узел учета газа UOIR308, клапан-отсекатель КЭ7, подается к фильтрам топливного газа ГВН.

Перед помещениями подготовки топливного газа (БГО) №1, 2, 3, помещением подготовки пускового газа и ГВН (БГО №4) установлены быстродействующие отсечные электромагнитные клапаны КЭ-1, КЭ-2, КЭ-3, КЭ-4, КЭ-5, КЭ-6, КЭ-7, КЭ-8, КЭ-9.

В блоке газового оборудования расположены автоматическая запорная арматура сброса газа на свечу, отсечные клапаны, узлы замора (УСБ с резервной диафрагмой) расхода топливного газа на каждую ГТУ, узел замера пускового газа FT-001, датчики перепада давления и другая запорная и отсечная арматура. Оборудование и технологическая обвязка топливоснабжения энерго­блоков ГТЭС выполнено со 100% резервированием.

Сбросы газа технологические, сбросы при срабатывании ППК по от дельным коллекторам отводятся в факельный сепаратор ФС. После сепаратора ФС сбросной газ по общему коллектору отводится на свечу рассеивания

Газопровод на свечу сброса газа проложен с постоянным уклоном в

сторону сепаратора факельного газа (ФС) для улавливания капельной жидкости.

Собранная жидкость из сепаратора ФС по трубопроводу через запорную арматуру 79 (находится постоянно в открытом положении) стекает в подземную емкость (ЕК-1) V=16 м³. По мере накопления, жидкость из емкости сбора жидкости ЕК-1 откачивается полупогружным насосом НК-2 в емкости сбора жидкости ЕК-2, 3. Предусмотрен вариант откачки жидкости передвижными средствами. Емкость ЕК-1 оснащена датчиками уровня в емкости LISA-H-L-435, температуры в емкости - TIA-121. Насос (НК-2) оснащен датчи­ком давления на выкиде насоса - PISA-237. Укрытие блочное БЗН (для по­гружного насоса НК-2) оснащено датчиком загазованности - QISA-502. Для проведения освидетельствования ФС и возможности чистки сепаратора предусмотрена байпасная линия с запорной арматурой 81.

Свеча рассеивания таза DN500 мм, Н=25 м со струйным затвором фир­мы NAO. Струйный затвор предотвращает попадание воздуха внутрь, значительно понижает потребление затворного газа. На оголовке предусмотрен защитный козырек для исключения попадания атмосферных осадков. Для учета сбросного газа установлен расходомер (FQI-301), на газопроводе сброса газа, после факельного сепаратора.

Для пополнения, обновления и возмещения безвозвратных потерь мас­ла в системе смазки редуктора, турбогенератора и газотурбинного двигателя предусмотрены емкости хранения масла ЕМ-1, ЕМ 2 и насосная масла с дву­мя насосами НМ-1, 2. Насос НМ-2 предназначен для подачи масла в маслобак редуктора-генератора, насос НМ-1 для газотурбинного двигателя. Емкости масла (ЕМ-1, ЕМ-2) оснащены датчиками уровня - LIA-431, 432; датчиками температуры - TIA-126, 127, манометрами техническими. Насосы (HM-1, 2) оснащены датчиками давления на выкиде насосов масла – PISA-238, 239, манометрами техническими. Масло завозится в автоцистернах и закачивается в ёмкость хранения масла насосом HM-1, 2 или привозится в бочках, для этого предусмотрен склад ГСМ для хранения масла. Для откачки масла из бочек предусмотрен компактный электронасос.