Dessins pour l'automatisation à l'énergie GDS 1. Automatisation de la station de distribution de gaz du département de production linéaire Sterlitamak du gazoduc principal. Classification des stations de distribution de gaz

03.04.2020

Unité d'odorisation des gaz

Le gaz fourni aux colonies doit être odorisé. L'éthylmercaptan (pas moins de 16 g par 1000 m3) ou d'autres substances peuvent être utilisés pour l'odorisation des gaz.

Le gaz fourni aux entreprises industrielles et aux centrales électriques, en accord avec le consommateur, ne peut être odorisé.

S'il existe une unité d'odorisation de gaz centralisée située sur le gazoduc principal, il est permis de ne pas fournir d'unité d'odorisation de gaz au GDS.

L'unité d'odorisation est installée, en règle générale, à la sortie de la station après la ligne de contournement. L'approvisionnement en odorant est autorisé à la fois avec un réglage automatique et manuel.

Au GDS, il est nécessaire de prévoir des conteneurs pour stocker l'odorant. Le volume des conteneurs doit être tel qu'ils ne soient pas remplis plus d'une fois tous les 2 mois. Le remplissage des récipients et le stockage de l'odorisant, ainsi que l'odorisation des gaz doivent être effectués de manière fermée sans dégagement de vapeurs odorantes dans l'atmosphère ni leur neutralisation.

Modes de fonctionnement et paramètres de fonctionnement de l'AGDS "Energy-1" Salikhovo

Modes de contrôle :

pleinement contrôle automatique;

- télécommande des actionneurs depuis un poste de travail distant de l'opérateur ;
- commande manuelle et automatique à distance des actionneurs depuis le pupitre opérateur intégré dans l'armoire ACS.

Les stations de distribution automatique de gaz "Energia" (Fig. 1) sont conçues pour fournir aux consommateurs individuels du pétrole naturel, associé, préalablement purifié à partir d'hydrocarbures lourds, et du gaz artificiel à partir de gazoducs principaux sous pression (1,2-7,5 MPa) en réduisant la pression jusqu'à la valeur spécifiée (0,3-1,2 MPa) et en la maintenant. Les stations Energia fonctionnent en extérieur dans des zones au climat tempéré à une température ambiante de -40°C à +50°C avec une humidité relative de 80% à 20°C.

La capacité nominale de la station Energia-1 pour le gaz dans les conditions conformes à GOST 2939-63 est de 10 000 m 3 / h à une pression d'entrée de Pin = 7,5 MPa (75 kgf / cm 2) et P out \u003d 0,3 MPa (3 kgf/cm2).

Le débit maximal de la station est de 40 000 m3/h de gaz à une pression d'entrée Pin = 7,5 MPa (75 kgf/cm2) et Pout = 1,2 MPa (12 kgf/cm2).

Indicateurs	Valeurs
Énergie-3	Énergie-1	Énergie-3.0
Bande passante, nm 3 / h
Pression de l'environnement de travail, MPa :
À l'entrée	de 1,2 à 7,5
A la sortie	0,3 ; 0,6 ; 0,9 ; 1.2 (facultatif)
Température de l'environnement de travail, °С :

à la sortie	à la demande
Température, ° С :
env. environnements	-40 à +50
dans les locaux du GRS	-40 à +50	au moins +5
Nombre de sorties de gaz			un ou plusieurs, selon les besoins
	pas limité
	pas limité
Taille minimale des particules mécaniques retenues dans les filtres, microns
Nombre de chaudières, pcs.			2-3 (une réserve)
Puissance thermique, kW :

chauffage		235, 350 ou 980
Consommation de gaz, m 3 / h :
Vers la chaudière
Pour chauffage (Fakel-PG-5)
Pour chauffage (PG-10)
Pour réchauffeur (PTPG-30)
Pour chauffage (PGA-200)
Pression de liquide de refroidissement, MPa :
Avec chaudières
Du réseau de chaleur
Dans le radiateur	atmosphérique
Température du caloporteur, °С
Type d'odorisant	automatique avec alimentation discrète
Dimensions hors tout, mm	Poids (kg
Bloc de réduction
Bloc de commutation
Bloc d'odorisation
Instrumentation et bloc A (option)
Chauffage au gaz PG-10

Description du schéma technologique

Le schéma technologique de l'AGDS "Energy-1" Salikhovo est illustré à la figure 1.4.

Le gaz à haute pression entrant dans l'entrée GDS passe par la vanne à bille n ° 1 (voir Fig. 1.4) jusqu'au réchauffeur de gaz PTPG-15M, où il est chauffé pour empêcher la précipitation des hydrates de cristaux.

Le chauffage est effectué dans le serpentin par le rayonnement du brûleur et la chaleur des gaz d'échappement.

Le gaz à haute pression chauffé par les robinets n ° 7,6 entre dans l'unité de réduction combinée à l'unité de purification. Le nœud de réduction est constitué de deux fils réducteurs : de travail et de réserve.

Dans l'unité de réduction, le gaz combustible est réduit pour alimenter les brûleurs à partir de Pout. jusqu'à 100-200 mm. l'eau. Art.

De l'unité de réduction de gaz basse pression passe au point de verrouillage.

Après l'unité de dosage, le gaz entre dans l'unité d'odorisation, puis dans l'unité de commutation. Le gaz entre dans l'unité de commutation par la vanne d'entrée n° 12 et est éjecté par le filetage de sortie sur la bougie.

Le gaz préparé est fourni au consommateur avec une pression de sortie de 0,6 MPa.

Figure 1.4 - Schéma technologique de l'AGDS "Energy-1" Salikhovo

La description:

À l'heure actuelle, les villes de Russie ont développé des systèmes d'approvisionnement en gaz pour l'industrie et le secteur social. Le gaz est fourni aux villes à partir du système de distribution de Gazprom avec une pression de 1,2 MPa, tandis que les consommateurs ont besoin de gaz avec une pression de 0,1 ; 0,3 ; 0,6 MPa. Pour répondre aux exigences des consommateurs en matière de pression de gaz, des stations et points de détente de gaz (GDS, GRP) sont implantés dans l'agglomération.

Génération d'électricité et de "froid" sans combustion de combustible

Caractéristiques techniques des unités de gamme de puissance

L'approbation en fonctionnement d'un complexe pilote de réfrigération électrique au Yuzhnaya GDS ouvrira des perspectives importantes pour le développement de ce domaine d'économie de carburant et, par conséquent, une réduction de l'impact environnemental sur l'environnement.

Ainsi, selon des estimations provisoires, il est possible de produire plus de 250 millions de kWh d'électricité par an au seul GDS de Moscou (sans le GDS Mosenergo), en utilisant PEGA, et en même temps d'utiliser environ 200 millions de kWh de "froid" dans des réfrigérateurs d'une superficie allant jusqu'à 70 000 m 2, ce qui empêchera la combustion de plus de 270 000 tonnes d'équivalent combustible au CHPP. tonnes par an avec l'effet environnemental correspondant.

Le retour sur investissement des investissements en capital dans le complexe de réfrigération électrique ne dépassera pas deux ans. Sa durée de vie est de 60 ans.

Le coût de 1 kWh d'énergie généré ne dépassera pas 6-7 kopecks. Après l'introduction de deux ou trois complexes de réfrigération électrique, la poursuite de la mise en œuvre du programme peut être effectuée au détriment de l'autofinancement par les bénéfices.

Il semble opportun de développer et de mettre en œuvre dans un court laps de temps un complément au programme d'économie d'énergie de Moscou pour 2004 et les années suivantes, qui prévoit l'introduction généralisée de complexes de réfrigération électrique au GDS de Moscou. Cela permettra d'utiliser efficacement la ressource énergétique considérable existante d'énergie de pression de gaz « déchets » au GDS pour la production écologique d'électricité et de « froid » en l'utilisant dans les réfrigérateurs. Pour cela, les conditions nécessaires ont déjà été créées et il existe un équipement complet produit en série.

Technologies de production et industrielles

Le système de livraison des produits des gisements de gaz aux consommateurs est une chaîne technologique unique. Depuis les champs, le gaz est fourni via le point de collecte de gaz le long du collecteur de champ jusqu'à l'usine de traitement de gaz, où le gaz est séché, nettoyé des impuretés mécaniques, du dioxyde de carbone et du sulfure d'hydrogène.

PRÉSENTATION 3

1 Classification des stations de distribution de gaz 4

1.1 Gares conception individuelle 4

1.2 GDS 5 en blocs

1.3 GDS automatique 6

2 Schémas technologiques et principe de fonctionnement du GDS différents types 8

2.1 Schéma technologique et principe de fonctionnement du GDS de conception individuelle 8

2.2 Schéma technologique et principe de fonctionnement de BK_GRS 10

2.3 Schéma technologique et principe de fonctionnement de l'AGDS 12

3 Equipement type au GDS 14

3.1 Robinetterie industrielle 15

3.2 Régulateurs de pression de gaz 17

3.3 Filtres à gaz 19

3.4 Soupapes de sécurité 21

3.5 Compteurs de gaz 23

3.6 Odoriseurs de gaz 23

3.7 Chauffages au gaz 24

CONCLUSION 26

LISTE DES SOURCES UTILISÉES 27

INTRODUCTION

Dans l'industrie, parallèlement à l'utilisation des gaz artificiels, le gaz naturel est de plus en plus utilisé. Dans notre pays, le gaz est fourni sur de longues distances par des gazoducs principaux de grands diamètres, qui constituent un système complexe de structures.

Le système de livraison des produits des gisements de gaz aux consommateurs est une chaîne technologique unique. Depuis les champs, le gaz passe par le point de collecte de gaz via le collecteur de champ jusqu'à l'usine de traitement de gaz, où le gaz est séché, nettoyé des impuretés mécaniques, du dioxyde de carbone et du sulfure d'hydrogène. Ensuite, le gaz entre dans la station de compression principale et le gazoduc principal.

Le gaz des principaux gazoducs est fourni aux zones urbaines, rurales et systèmes industriels l'approvisionnement en gaz via les stations de distribution de gaz, qui sont les extrémités du gazoduc principal et sont, pour ainsi dire, la frontière entre la ville et les principaux gazoducs.

Un poste de distribution de gaz (GDS) est un ensemble d'installations et Equipement technique, systèmes de mesure et auxiliaires de distribution de gaz et de régulation de sa pression. Chaque SRS a son propre objectif et ses propres fonctions. L'objectif principal de la station de distribution de gaz est de fournir du gaz aux consommateurs à partir des gazoducs principaux et de terrain. Les principaux consommateurs de gaz sont :

Objets des gisements de gaz et de pétrole (besoins propres);

Objets des stations de compression (besoins propres);

Objets de petites, moyennes et grandes agglomérations, villes ;

centrales électriques;

Entreprises industrielles.

La station de distribution de gaz remplit un certain nombre de fonctions spécifiques. Tout d'abord, il nettoie le gaz des impuretés mécaniques et du condensat. Deuxièmement, il réduit le gaz à une pression donnée et le maintient avec une précision donnée. Troisièmement, il mesure et enregistre le débit de gaz. De plus, la station de distribution de gaz effectue l'odorisation du gaz avant qu'il ne soit fourni au consommateur et le gaz est fourni au consommateur, en contournant les blocs principaux de la station de distribution de gaz, conformément à l'exigence de GOST 5542-2014.

La centrale est un objet énergétique (technologique) complexe et responsable de danger accru. L'équipement technologique du GDS est soumis à des exigences accrues en matière de fiabilité et de sécurité de l'approvisionnement en énergie des consommateurs de gaz, de sécurité industrielle en tant qu'installation industrielle à risque d'explosion et d'incendie.

1 Classification des stations de distribution de gaz

En fonction des performances, de la conception, du nombre de collecteurs de sortie, les stations de distribution de gaz sont conditionnellement divisées en trois grands groupes: GDS petit (1,0-50,0 mille m 3 /h), moyen (50,0-160,0 mille m 3 /h) et une productivité élevée (160,0-1000,0 milliers de m 3 /h ou plus).

De plus, les HRS sont classés en fonction de la caractéristique de conception (Figure 1). Ils sont divisés en types suivants : stations de conception individuelle, GDS en bloc (BK-GRS) et GDS automatique (AGDS).

SMD

AGRS-1/3, AGRS-1, AGRS-3, AGRS-10

Énergie-1M, Énergie-2

Tachkent-1, Tachkent-2

La source

Avec deux sorties

BK-GRS-II-70

BK-GRS-II-130

BK-GRS-II-160

Avec une prise

BK-GRS-I-30

BK-GRS-I-80

BK-GRS I-150

Automatique

Conception individuelle

Bloc complet

Figure 1 - Classification des stations de distribution de gaz

Stations de conception individuelle

La conception GDS est réalisée par des spécialistes organismes de conception conformément aux règles et règlements en vigueur processus de conception et des sections de SNiP.

Les stations de conception individuelle sont les stations situées à proximité de grandes agglomérations et dans des édifices capitaux. L'avantage de ces stations est l'amélioration des conditions de service des équipements technologiques et des conditions de vie du personnel de service.

GDS bloc complet

BK-GRS peut réduire considérablement le coût et le temps de construction. La conception principale de la station de distribution de gaz est un bloc-boîte composé de panneaux préfabriqués à trois couches.

Le poids le plus important de la boîte à blocs est de 12 tonnes. Le degré de résistance au feu - Sha. Température extérieure estimée - 40° C , pour la version nord - 45° C . La livraison de tous les éléments du GDS bloc-complet est effectuée par le fabricant. Sur le site d'installation, les blocs sont reliés par des gazoducs et des câbles, équipés d'équipements auxiliaires (paratonnerre, bougie soufflante, projecteurs, alarme antivol, etc.) et d'une clôture, formant un complexe complet.

Les BK-GRS sont destinés à l'approvisionnement en gaz des villes, villages et entreprises industrielles à partir des principaux gazoducs avec une pression de gaz de 12 à 55 kgf/cm 2 et maintenir la pression de sortie 3, 6, 12 kgf/cm 2 .

Les stations de distribution de gaz en bloc complet peuvent être dotées d'une ou deux lignes de sortie vers les consommateurs (figures 2 et 3). Connu BK-GRS six tailles. Avec une sortie vers le consommateur, trois tailles standard - BK-GRS- je -30, BK-GRS-I-80, BK-GRS- je -150. Ainsi que trois tailles standard avec deux sorties vers le consommateur - BK-GRS- II-70, BK-GRS-II-130 et BK-GRS-II-160.

Figure 2 - Schéma structurel du GDS avec un consommateur

Figure 3 - Schéma structurel du GDS avec deux consommateurs

Des BK-GRS de toutes tailles sont utilisés en Russie et dans les pays de la CEI, mais tous sont sujets à reconstruction sur le site d'installation selon projets individuels, car ils présentent des défauts de conception importants dans les unités de nettoyage, de chauffage, de réduction et de comptabilisation du gaz.

GDS automatique

Les GDS automatiques contiennent essentiellement les mêmes unités technologiques que les GDS de type individuel ou bloc-complet. Sur le site d'assemblage, ils sont également équipés d'équipements auxiliaires et d'une clôture, comme BK-GRS. Les AGRS, contrairement aux autres types de GDS, fonctionnent à l'aide d'une technologie sans pilote.

Ces stations sont conçues pour réduire la haute pression (55 kgf/cm 2 ) naturel, pétrole associé, gaz artificiels qui ne contiennent pas d'impuretés agressives, à un niveau bas prédéterminé (3-12 kgf / cm 2 ), le maintenir avec une précision donnée de ± 10%, ainsi que pour préparer le gaz avant de le fournir au consommateur conformément aux exigences de GOST 5542-2014.

Tous les AGRS sont conçus pour fonctionner en extérieur dans des zones à sismicité jusqu'à 7 points sur l'échelle de Richter, avec un climat tempéré, à une température ambiante de moins 40 à 50° C avec une humidité relative de 95% à 35°C.

Lors de l'exploitation de l'AGDS, des défauts de conception importants sont révélés, qui dans leur majorité se réduisent aux suivants :

Défaillance des régulateurs de pression de gaz due au condensat dans le processus de réduction du gaz sous forme de flocons de glace et collage de la vanne de régulation par eux ;

Échec dans heure d'hiver instrumentation en raison des basses températures dans les unités d'instrumentation et de signalisation chauffées par des lampes d'éclairage.

Schémas technologiques et principe de fonctionnement des GDS de différents types

2.1 Schéma technologique et principe de fonctionnement du GDS de conception individuelle

Il existe différents schémas technologiques de GDS. Considérons le schéma technologique sur l'exemple de GDS-5 (Figure 4).

Le gaz provenant du gazoduc principal GM1 entre sous pression par la bride isolante FI1, la vanne d'admission KV vers l'unité de réduction du premier étage UR1. Le nœud de réduction contient des collecteurs d'entrée CL1 et de sortie CL2. Le gaz du collecteur de sortie entre dans la ligne de travail, composée de trois lignes L1-L3 connectées en parallèle avec des vannes d'arrêt K1-K3 et des vannes à vanne K4-K6. À l'aide des vannes K4-K6, la réduction manuelle du gaz est effectuée à une pression de 3 MPa. Il existe également une ligne de dérivation avec une vanne K7. L'unité de réduction a un fil de réserve, qui a le même équipement que le fil de travail: lignes L4-L6, vannes d'arrêt K8-K10, vannes à vanne K11-K13 et vanne de dérivation K14. Les vannes à trois voies principales K17 et de réserve K18 avec vannes de sécurité KP1-KP4 sont installées dans le collecteur de sortie, ce qui protège le collecteur d'une augmentation de pression excessive.

Depuis le collecteur de sortie du premier étage de réduction, le gaz est dirigé à travers l'unité d'odorisation avec la capacité de travail E1, la bride isolante FI2 vers le gazoduc principal GM2 et vers l'unité de réduction du deuxième étage UR2. Par le gazoduc principal GM2, du gaz peut être fourni à un gros consommateur, par exemple une usine de traitement de gaz, ou inversement, du gaz peut être reçu de cette usine et acheminé vers l'unité de réduction de deuxième étage.

Le gaz entre dans l'unité de réduction du deuxième étage par l'unité de commutation UPR, contenant les vannes K61-K65, la vanne à trois voies K66 avec soupapes de sécurité KP5, KP6 et l'unité de purification UO, composée de l'entrée KL3, des collecteurs de sortie KL4, de l'entrée Vannes K19, K21, K23, K25, K27 avec vannes de dérivation K29-K33 de diamètre nominal inférieur, vannes de sortie K20, K22, K24, K26, K28, séparateurs de gaz GS1-GS5 avec buses à mailles. Il existe également une vanne de dérivation K34 de l'unité de nettoyage. Les collecteurs d'entrée KL5 et de sortie KL6 de l'unité de réduction sont reliés par des conduites de réduction L7-L14, équipées de vannes d'arrêt d'entrée K35-K42, de régulateurs RD1RD8, de vannes d'arrêt de sortie K43-K50. Pour réduire et maintenir une pression de gaz constante à la sortie, des appareils tels que RDU et LORD-150 sont utilisés comme régulateurs RD1-RD8.

Après avoir quitté l'unité de réduction, le gaz entre dans le collecteur d'entrée KL7 de l'unité de dosage UU, qui est relié au collecteur de sortie KL8 par des lignes de mesure de débit de gaz L15-L19.

Figure 4 - Schéma technologique du GDS-5. Projet individuel.

Ces lignes sont équipées de membranes de mesure D1-D5, ainsi que de robinets d'arrêt d'entrée K51-K55 et de sortie K56-K60. Depuis le collecteur de sortie KL8, le gaz, en passant par les vannes K62, K64 de l'unité de commutation, l'unité d'odorisation UO2 avec le réservoir de travail E2 et la bride isolante FI3, pénètre dans la canalisation de distribution de gaz GR. Les réservoirs de travail des usines d'odorisation sont périodiquement réapprovisionnés à partir du réservoir de stockage souterrain E3 de l'odorant.

2.2 Schéma technologique et principe de fonctionnement de BK_GRS

A titre d'exemple, considérons le schéma technologique d'une station de distribution de gaz en bloc complet de la marque BK-GRS- I-30 (Figure 5).

Le GRS fonctionne comme suit. Le gaz à haute pression entre dans l'unité de commutation BPR, composée de vannes K1, K2, sur les conduites de gaz d'entrée et de sortie, d'une ligne de dérivation L1 avec vannes K3, K4, d'une vanne à trois voies K5, de vannes de sécurité KP1, KP2 et d'un ligne de refoulement L2 vers une bougie avec une vanne K6 de la ligne haute pression. De l'unité BPR, le gaz est dirigé vers l'unité de nettoyage BOC, qui se compose de deux dépoussiéreurs multicyclones МЦП1, МЦП2, vannes d'arrêt K7-K10, ligne de dérivation L3 avec vanne K11. Les vannes K7-K11 vous permettent d'éteindre un ou deux multicyclones pour les travaux de nettoyage et de réparation, tout en faisant passer le gaz à travers l'un des multicyclones ou la ligne de dérivation L3. Les multicyclones sont conçus pour nettoyer le gaz des impuretés mécaniques et du condensat. L'évacuation des condensats des dépoussiéreurs est automatisée à l'aide de régulateurs de niveau et de vannes à membrane.

Le gaz purifié entre dans l'unité de chauffage BPD. Le chauffage du gaz est effectué par un réchauffeur à feu de type PGA-10.

De l'unité de chauffage, le gaz entre dans l'unité de réduction BR, qui se compose de deux lignes L4, L5 : travail et réserve. Les deux lignes ont le même équipement et leurs fonctions changent périodiquement. Des vannes K12, K13 avec actionneur pneumatique, des régulateurs de pression de gaz RD1 et RD2 type RD-100-64 et des vannes K14, K15 avec commande manuelle en sortie sont installées sur les conduites de réduction. En cas de panne de la ligne de travail, le système Zashchita-2 est déclenché par une augmentation de la pression du gaz à la sortie de l'unité de réduction, avec laquelle il est connecté via la ligne d'impulsion L6, qui peut être fermée avec le Vanne K16.

De l'unité de réduction BR, le gaz entre dans l'unité de comptage de gaz (mesure de débit), composée de deux lignes L7, L8 : travail et réserve. Le débit de gaz est mesuré par des diaphragmes de chambre D1 et D2 de type DK-100 et enregistré par des manomètres différentiels-débitmètres DR. Les grues K17-K20 permettent la commutation entre les lignes de travail et de réserve L7, L8.

Figure 5 – Schéma technologique de la station de distribution de gaz de la marque BK-GRS- I-30

Le gaz après l'unité de dosage traverse l'unité de commutation et entre dans l'unité d'odorisation DBO, où un odoriseur universel de type UOG-1 est installé. Le bloc contient le consommable PC1, le réservoir souterrain PC2, la jauge de niveau U, la fenêtre de visualisation CO et les vannes de contrôle du fonctionnement du bloc.

Après avoir quitté l'unité d'odorisation, le gaz entre dans le réseau vers les consommateurs.

Des brides isolantes FI1, FI2 sont installées sur les conduites de gaz d'entrée et de sortie de toutes les tailles standard de BK-GRS, empêchant la pénétration de courants vagabonds dans l'équipement de la station.

Le système d'alarme assure la fourniture d'un signal non décrypté au DO et à la console du répartiteur de l'établissement de santé en cas d'infractions au poste.

2.3 Schéma technologique et principe de fonctionnement de l'AGDS

A titre d'exemple, considérons le schéma technologique d'une station de distribution automatique de gaz de la marque AGRS-10 (Figure 6) .

AGRS-10 fonctionne selon le schéma suivant. Le gaz à haute pression entre dans l'unité de commutation, qui se compose de conduites de gaz, d'une conduite de dérivation avec deux vannes, d'un ensemble de soupape de sécurité avec un robinet à trois voies, de vannes à boisseau manuelles et de manomètres. Lorsque le gaz est fourni au consommateur via la conduite de dérivation, la réduction de gaz est effectuée manuellement, à l'aide d'une vanne.

Depuis l'unité de commutation, le gaz est dirigé vers un réchauffeur à gaz de type PG-10. Le gaz chauffé entre dans l'unité de purification, où il est purifié des impuretés mécaniques à l'aide de filtres, puis il est envoyé à l'unité de réduction. Tous les composants de l'unité de réduction, ainsi que l'unité de chauffage, sont situés dans une armoire métallique avec trois doubles portes qui permettent un accès libre à toutes les unités et commandes.

Dans l'unité de réduction, il y a deux lignes de réduction (de travail et de réserve) avec un régulateur de pression de type RDU-50, des vannes à boisseau à entraînement manuel et pneumatique, un multiplicateur et des unités de commande pour eux, une soupape de décharge, un bouclier avec électrocontact des manomètres, un écran d'automatisation et de protection, des filtres déshydrateurs pour le gaz de commande. Depuis l'unité de réduction, le gaz entre dans l'unité de dosage de gaz par des diaphragmes de chambre de type DK-200, le débit de gaz est enregistré par des manomètres-débitmètres différentiels. Ensuite, le gaz entre dans l'unité d'odorisation, où un odoriseur de type UOG-1 est installé.

L'AGDS est équipé d'un système d'alarme à distance pour contrôler le fonctionnement des principaux composants de la station. Le contrôle du mode des blocs est effectué par des capteurs connectés lignes de câble avec un boîtier émetteur d'alarme à distance installé dans l'unité d'instrumentation.

1 - vanne d'entrée manuelle ; 2 – chauffage au gaz ; 3 - grue avec actionneur pneumatique ; 4 - filtre; 5 – régulateur de pression de gaz ; 6.12 - grues à entraînement manuel ; 7 - bloc comptable ; 8 – odorisant de gaz ; 9 – récipient pour odorant ; 10 - soupape de sécurité; 11 - vanne à trois voies; 13 - unité de contrôle du gaz de l'armoire ; 14 - bride isolante; 15 - ligne de dérivation.

Figure 6 - Schéma technologique du GDS de marque AGRS-10

Equipement typique chez GDS

La station de distribution de gaz comprend :

Noeuds :

a) commutation de station ;

b) épuration des gaz ;

c) prévention de la formation d'hydrates ;

d) réduction des gaz ;

e) chauffage au gaz ;

f) mesure commerciale du débit de gaz ;

g) odorisation des gaz (si nécessaire) ;

h) alimentation électrique autonome ;

i) prélèvement de gaz pour ses propres besoins ;

Systèmes :

a) contrôle et automatisation ;

b) communications et télémécanique;

c) éclairage électrique, protection contre la foudre, protection contre l'électricité statique ;

d) protection électrochimique ;

e) chauffage et ventilation ;

f) alarme antivol ;

g) contrôle de la contamination gazeuse.

L'unité de commutation GDS est conçue pour commuter le débit de gaz haute pression d'un contrôle de pression automatique à manuel le long de la conduite de dérivation, ainsi que pour empêcher l'accumulation de pression dans la conduite d'alimentation en gaz à l'aide de soupapes de sécurité.

L'unité d'épuration des gaz GDS est conçue pour empêcher la pénétration d'impuretés mécaniques (solides et liquides) dans les équipements de traitement et de contrôle des gaz et les équipements de contrôle et d'automatisation.

L'unité de prévention de la formation d'hydrates est conçue pour empêcher le gel des raccords et la formation d'hydrates cristallins dans les conduites de gaz et les raccords.

L'unité de réduction de gaz est conçue pour réduire et maintenir automatiquement la pression spécifiée du gaz fourni.

L'unité de comptage de gaz est conçue pour tenir compte de la quantité de consommation de gaz à l'aide de divers débitmètres et compteurs.

L'unité d'odorisation du gaz est conçue pour ajouter des substances à forte odeur désagréable (odorants) au gaz. Cela permet une détection rapide des fuites de gaz par l'odeur sans équipement spécial.

Ces nœuds et systèmes sont constitués d'équipements qui exécutent les fonctions destinées aux éléments qui composent le GDS.

Raccords industriels

Raccords industriels - un dispositif installé sur des canalisations, des unités, des récipients et conçu pour contrôler (éteindre, réguler, décharger, distribuer, mélanger, répartir les phases) le flux de fluides de travail (gazeux, liquide, gaz-liquide, poudre, suspension, etc. .) en changeant de zone de passage.

Il existe un certain nombre de normes d'État qui réglementent les exigences relatives aux raccords. En particulier, les principaux paramètres des grues doivent être visualisés conformément à GOST 21345-2005.

Les raccords industriels sont caractérisés par deux paramètres principaux : le diamètre nominal (taille nominale) et la pression nominale (nominale). Sous condition DN ou D comprendre le paramètre utilisé pour les systèmes de canalisations en tant que caractéristique des pièces jointes (GOST 28338-89). Pression nominale PN ou Py – la surpression la plus élevée à une température de fluide de travail de 20 ° C , qui garantit la durée de vie spécifiée des raccords et des raccords de canalisation ayant certaines dimensions, justifiées par le calcul de la résistance pour les matériaux et caractéristiques sélectionnés, leur résistance à une température de 20 ° C. Les valeurs et les désignations des pressions nominales doivent correspondre à celles spécifiées conformément à GOST 26349-84.

Les raccords industriels peuvent être classés selon plusieurs critères.

But fonctionnel (vue).

Éteindre. Conçu pour une couverture complète (ou ouverture complète) le débit du fluide de travail, en fonction des exigences du régime technologique.

Réguler (réduire). Conçu pour réguler les paramètres du fluide de travail en modifiant son débit. Il comprend : des régulateurs de pression (Figure 7), des vannes de régulation, des régulateurs de niveau de liquide, des vannes d'étranglement, etc.

Sécurité. Conçu pour la protection automatique des équipements et des canalisations contre les pressions inadmissibles en vidant l'excès de fluide de travail. Il s'agit notamment des soupapes de sécurité, des dispositifs de sécurité à impulsion, des dispositifs de rupture de membrane, des soupapes de dérivation.

Protecteur. Il est destiné à la protection automatique des équipements et des pipelines contre les changements inacceptables ou non fournis par le processus technologique dans les paramètres ou la direction de l'écoulement du fluide de travail et à couper le flux sans réinitialiser le fluide de travail de système technologique. Cela inclut les clapets anti-retour et d'arrêt.

Séparation de phases. Conçu pour la séparation automatique des environnements de travail en fonction de leur phase et de leur état. Il s'agit notamment des purgeurs de vapeur, des séparateurs d'huile, des séparateurs de gaz, des séparateurs d'air.

Figure 7 - Dispositif régulateur de pression

types de construction.

Vannes. Leur corps de travail se déplace d'avant en arrière perpendiculairement au flux du fluide de travail. Il est principalement utilisé comme vanne d'arrêt.

Vannes (vannes) (Figure 8). Corps de travail d'arrêt ou de régulation, ils se déplacent en va-et-vient parallèlement à l'axe du flux du fluide de travail.

Grues. Leur corps de travail de verrouillage ou de régulation a la forme d'un corps de révolution ou d'une partie de celui-ci, tourne autour de son axe, situé arbitrairement par rapport à l'écoulement du fluide de travail.

volets. Le corps de verrouillage ou de réglage qu'ils ont, en règle générale, a la forme d'un disque et tourne autour d'un axe qui n'est pas le sien.

Figure 8 - Vanne à trois voies (vanne)

Régulateurs de pression de gaz

Le mode de fonctionnement hydraulique du système de distribution de gaz est contrôlé par des régulateurs de pression. Le régulateur de pression de gaz (RD) (Figure 9) est un dispositif permettant d'abaisser (réduire) la pression de gaz et de maintenir la pression de sortie dans les limites spécifiées, quels que soient les changements de pression d'entrée et de débit de gaz, ce qui est obtenu en modifiant automatiquement le degré d'ouverture du corps de régulation du régulateur, à la suite de quoi modifie également automatiquement la résistance hydraulique au débit de gaz qui passe.

RD est une combinaison des composants suivants :

Un capteur qui surveille en permanence la valeur actuelle de la variable contrôlée et envoie un signal au dispositif de contrôle ;

Un dispositif de réglage qui génère un signal pour la valeur de consigne de la variable contrôlée (pression de sortie requise) et le transmet également au dispositif de contrôle ;

Un dispositif de contrôle qui effectue une sommation algébrique des valeurs actuelles et définies de la variable contrôlée, et un signal de commande entre dans l'actionneur;

Un actionneur qui convertit un signal de commande en une action de régulation et en un mouvement correspondant de l'organisme de régulation dû à l'énergie de l'environnement de travail.

1 - soupape de commande ; 2 – régulateur de contrôle à action directe ; 3.4 - accélérateur réglable; 5 - accélérateur.

Figure 9 - Régulateur de pression de gaz RDBK1P

Du fait que le détendeur de gaz est conçu pour maintenir une pression constante en un point donné du réseau de gaz, il faut toujours considérer l'automatisme dans son ensemble - « le détendeur et l'objet de la régulation (réseau de gaz ) ».

Le bon choix du régulateur de pression doit garantir la stabilité du système "régulateur - réseau de gaz", c'est-à-dire sa capacité à revenir à son état d'origine après la cessation de la perturbation.

En fonction de la pression maintenue (l'emplacement du point contrôlé dans le gazoduc), les RD sont divisés en régulateurs «avant eux» et «après eux».

Sur la base de la loi de commande sous-jacente au fonctionnement, les régulateurs de pression sont astatiques (élaboration de la loi de commande intégrale), statiques (élaboration de la loi de commande proportionnelle) et isodromiques (élaboration de la loi de commande proportionnelle-intégrale).

En RD statistique, la variation de l'ouverture de régulation est directement proportionnelle à la variation du débit de gaz dans le réseau et inversement proportionnelle à la variation de la pression de sortie. Un exemple de RD statique est celui des régulateurs avec un régulateur de pression de sortie à ressort.

RD avec une loi de commande intégrale en cas de changement de débit de gaz crée un mode oscillatoire, dû au processus de commande lui-même. Lorsque le débit de gaz est modifié, la différence entre les pressions de sortie d'origine et de consigne augmente jusqu'à ce que la quantité de gaz traversant le régulateur soit inférieure au nouveau débit et atteigne son maximum lorsque ces valeurs sont comparées. A ce moment, la vitesse d'ouverture du trou de contrôle est maximale. Mais le régulateur ne s'arrête pas là, mais continue d'ouvrir le trou, laissant passer plus de gaz que nécessaire, et la pression de sortie augmente également en conséquence. Il en résulte une série de fluctuations autour d'une certaine valeur moyenne, à laquelle un mode constant (comme dans le cas d'un régulateur statique) ne sera jamais atteint.

Les représentants des régulateurs astatiques sont RD avec un régulateur de pression de sortie pneumatique, et les auto-oscillations non amorties de certains types de pilotes RD dans certains modes de fonctionnement transitoires peuvent être considérées comme un exemple typique d'un tel processus.

Un régulateur isodromique (avec rétroaction élastique), lorsque la pression régulée dévie, déplacera d'abord le corps régulé d'une quantité proportionnelle à la déviation, mais si la pression n'atteint pas la valeur de consigne, alors le corps de régulation se déplacera jusqu'à ce que la pression atteigne la valeur définie. Un tel contrôleur combine la précision du contrôle intégral et la vitesse du contrôle proportionnel. Les représentants du RD isodromique sont des régulateurs "directs"[ 9 ] .

Filtres à gaz

Les filtres à gaz sont conçus pour nettoyer le gaz de la poussière, de la rouille, des substances résineuses et d'autres particules solides. Une purification de gaz de haute qualité augmente l'étanchéité des dispositifs de verrouillage et augmente le temps de révision de ces dispositifs en réduisant l'usure des surfaces d'étanchéité. Cela réduit l'usure et augmente la précision des débitmètres (compteurs et orifices de mesure), particulièrement sensibles à l'érosion. Le bon choix des filtres et leur fonctionnement qualifié sont l'une des mesures les plus importantes pour assurer le fonctionnement fiable et sûr du système d'alimentation en gaz.

Selon la direction du mouvement du gaz à travers l'élément filtrant, tous les filtres peuvent être divisés en flux direct et rotatif, selon la conception - en linéaire et angulaire, selon le matériau du boîtier et la méthode de sa fabrication - en fonte fonte de fer (ou d'aluminium) et acier soudé.

Lors du développement et de la sélection des filtres, le matériau du filtre est particulièrement important, car il doit être chimiquement résistant au gaz, fournir le degré de purification requis et ne pas être détruit sous l'influence de l'environnement de travail et lors du nettoyage périodique du filtre.

Selon le matériau filtrant sélectionné pour le filtre, ils sont divisés en maille (Figure 10) et en cheveux (Figure 11). En mesh, on utilise un treillis métallique tissé, et en hair, des cassettes bourrées de fil de nylon (ou de crin pressé) et imprégnées d'huile de viscine.

1 - corps; 2 - cassettes; 3 - grille; 5 - couvrir.

Figure 10 - Filtre à mailles type FS

1 - corps; 2 - feuille de disjoncteur; 3 - cassette; 4 - tôle perforée; 5 - élément filtrant; 6 - couverture; 7 - raccords; 8 - bride.

Figure 11 - Filtre FG de type cheveux

Les filtres à mailles, en particulier ceux à deux couches, se caractérisent par une finesse et une intensité de nettoyage accrues. Pendant le fonctionnement, au fur et à mesure que la maille se colmate, la finesse de filtration augmente tout en réduisant bande passante filtre. Dans les filtres à cheveux, au contraire, pendant le fonctionnement, la capacité de filtrage diminue en raison de l'entraînement des particules du matériau filtrant par le flux de gaz et lors du nettoyage périodique par agitation.

Pour assurer un degré suffisant de purification du gaz sans entraînement de particules solides et de matériau filtrant, le débit de gaz est limité et se caractérise par la chute de pression maximale admissible à travers le maillage ou la cassette filtrante.

Pour les filtres à mailles, la chute de pression maximale admissible ne doit pas dépasser 5000 Pa, pour les filtres à cheveux - 10000 Pa. Dans le filtre avant utilisation ou après nettoyage et lavage, cette différence doit être de 2 000 à 2 500 Pa pour les filtres à mailles et de 4 000 à 5 000 Pa pour les filtres à cheveux. La conception des filtres comporte des raccords pour connecter des dispositifs, à l'aide desquels l'amplitude de la chute de pression à travers l'élément filtrant est déterminée.

Soupapes de sécurité

L'augmentation ou la diminution de la pression du gaz après le régulateur de pression au-delà des limites spécifiées peut entraîner une urgence. Avec une augmentation excessive de la pression du gaz, une séparation des flammes des brûleurs et l'apparition d'un mélange explosif dans le volume de travail des équipements utilisant du gaz, des fuites, des fuites de gaz dans les joints des conduites de gaz et des raccords, une défaillance de l'instrumentation, etc. Une diminution importante de la pression du gaz peut entraîner un glissement de la flamme dans le brûleur ou l'extinction de la flamme, ce qui, si l'alimentation en gaz n'est pas coupée, entraînera la formation d'un mélange gaz-air explosif dans les fours et conduits de gaz des unités et dans les locaux des bâtiments gazéifiés.

Une cause fréquente d'une forte baisse de pression pour tout réseau peut être une violation de l'étanchéité des conduites de gaz et des raccords et, par conséquent, une fuite de gaz.

Pour éviter une augmentation ou une diminution inacceptable de la pression, des vannes d'arrêt de sécurité à action rapide (PZK) (Figure 12) et des soupapes de décharge de sécurité (Figure 13) (PSK) sont installées.

Les PZK sont destinés à l'arrêt automatique de l'alimentation en gaz des consommateurs en cas d'augmentation ou de diminution de la pression au-delà des limites fixées ; ils sont installés après les régulateurs de pression. PZK travaille dans des "situations d'urgence", c'est pourquoi leur inclusion spontanée est inadmissible. Avant d'allumer manuellement le dispositif d'arrêt automatique, il est nécessaire de détecter et d'éliminer les dysfonctionnements, et de s'assurer également que les dispositifs d'arrêt devant tous les appareils et unités utilisant du gaz sont fermés. Si, selon les conditions de production, une rupture de l'alimentation en gaz est inacceptable, alors au lieu d'une vanne d'arrêt, un système d'alarme doit être prévu pour alerter le personnel de maintenance.

Logement - 1; Bride d'adaptation - 2 ; Couvercle - 3 ; Membrane - 4 ; Grand ressort - 5 ; Liège - 6 ; Petite source - 7 ; Action - 8 ; Soupape - 9 ; Poteau de guidage - 10 ; Assiette - 11 ; Fourchette - 12 ; Arbre rotatif - 13 ; Levier - 14 ; Levier d'ancrage - 15 ; Bascule - 16 ; Marteau - 17.

Figure 12 - Vanne de sécurité d'arrêt

Les PSK sont conçus pour rejeter dans l'atmosphère un certain volume de gaz en excès du gazoduc après le régulateur de pression afin d'empêcher la pression de dépasser la valeur définie ; ils sont installés après le régulateur de pression sur la conduite de sortie.

1 - corps; 2 - couverture; 3 - vanne avec guide; 4 - printemps; 5 - vis de réglage; 6 - membrane; 7 - assiette; 8 - plaque à ressort; 9 - couverture.

Figure 13 - Soupape de sécurité

En présence d'un débitmètre (compteur de gaz), le PSK doit être installé après le compteur. Après avoir réduit la pression contrôlée à une valeur prédéterminée, le PSK doit être scellé hermétiquement.

Compteurs de consommation de gaz

Des dispositifs de mesure de la plus grande précision doivent être installés sur le GDS.

Si les volumes de transport de gaz dépassent 200 millions de m 3 par an, pour améliorer la fiabilité et la fiabilité des mesures de volume de gaz, il est recommandé d'utiliser des instruments de mesure en double (SI). Les MI en double ne doivent pas affecter le fonctionnement des MI principaux. Il est recommandé que les systèmes de mesure primaire et de secours utilisent des méthodes différentes pour mesurer le débit et la quantité de gaz.

Aux nœuds de mesure avec un débit volumique de gaz maximal supérieur à 100 m 3 /h, à toute plage de surpression ou de débit volumique à partir de 16 m 3 /h jusqu'à 100 m 3 / h, à une surpression supérieure à 0,005 MPa, la mesure du volume de gaz est effectuée uniquement à l'aide de calculateurs ou de correcteurs de volume de gaz.

À une surpression ne dépassant pas 0,005 MPa et un débit volumique ne dépassant pas 100 m 3 /h, il est permis d'utiliser des convertisseurs de débit avec correction automatique du volume de gaz uniquement par sa température.

La composition des instruments de mesure et des dispositifs auxiliaires, sur la base desquels l'unité de comptage de gaz est fabriquée, est déterminée par:

La méthode de mesure utilisée et les exigences de la procédure de mesure régissant la mesure ;

Nomination de l'unité de comptage ;

Un débit de gaz donné et la plage de son évolution ;

Indicateurs de pression et de qualité des gaz, prenant en compte les modes d'extraction des gaz ;

La nécessité d'inclure des unités de mesure dans systèmes automatisés compteur de gaz commercial.

En général, le comptage du gaz comprend :

Transducteur de débit pour mesurer le volume et le débit de gaz ;

Conduites de mesure ;

Installations de préparation de la qualité du gaz ;

Analyseurs de qualité de gaz ;

Complexe de moyens techniques d'automatisation, comprenant le traitement, le stockage et la transmission d'informations.

3.6 Odoriseurs de gaz

L'odoriseur de gaz est destiné à l'apport dosé d'un odorant (un mélange de mercaptans naturels) dans le flux de gaz à la sortie d'une station de distribution de gaz avec une pression de fonctionnement allant jusqu'à 1,2 MPa (12 kgf/cm2) afin de conférer une odeur caractéristique au gaz.

L'odoriseur de gaz est utilisé dans le cadre du GDS et fournit :

Fourniture dosée d'odorant au pipeline ;

Contrôle de la dose d'odorant injecté et correction automatique de la consommation d'odorant en fonction de la consommation de gaz actuelle ;

Comptabilisation automatique de la consommation totale de l'odorisant ;

Affichage des informations suivantes sur l'écran d'affichage de l'unité de contrôle de l'odorisant (CUO) :

a) le niveau d'odorant dans le réservoir de travail ;

b) la valeur actuelle du débit horaire de gaz reçu du débitmètre ;

c) temps de fonctionnement de l'odorisant ;

d) la valeur totale cumulée de la consommation d'odorants depuis le lancement de l'ODDC ;

e) signaux d'urgence et d'avertissement.

Communication avec divers systèmes de niveau supérieur selon un protocole convenu.

Les odorisants sont conçus pour un fonctionnement en extérieur dans des zones de sismicité jusqu'à 9 points avec un climat tempéré et froid dans des conditions normalisées pour les performances UHL, catégorie de placement 1 selon GOST 15150-69. L'emplacement de l'unité de contrôle de l'odoriseur est déterminé par le projet pour relier l'ODDK ou le GDS dans une zone antidéflagrante, dans une pièce chauffée.

3.7 Chauffages au gaz

Les réchauffeurs de gaz sont conçus pour chauffer et maintenir automatiquement la température réglée du gaz avant son étranglement dans les stations de distribution de gaz. Le gaz est chauffé pour assurer la fiabilité de l'équipement de procédé. Environnement de travail : les environnements gazeux ne contenant pas d'impuretés agressives.

Puissance thermique produite Entreprises russes radiateurs dépasse les besoins réels du GDS. Ainsi, 75% des radiateurs fonctionnent avec une charge inférieure à 50%, 51% avec une charge inférieure à 30%, 15% avec une charge inférieure à 10%. Sur plus de 150 modifications d'appareils de chauffage au gaz à chauffage direct et avec caloporteur intermédiaire, produites par l'industrie nationale, les appareils de chauffage au gaz à chauffage direct PGA-5, PGA-10, PGA-100 satisfont en termes de puissance thermique.

Les réchauffeurs PGA avec caloporteur intermédiaire sont conçus pour chauffer le gaz naturel, associé et de pétrole à une température prédéterminée et peuvent être utilisés à la fois dans le cadre de stations de distribution de gaz et de manière autonome. En règle générale, les appareils de chauffage PGA sont équipés de système moderne automatisation conçue pour un contrôle autonome et à distance.

Le principal avantage des réchauffeurs PHA est que le gaz est chauffé à travers un liquide de refroidissement intermédiaire, qui peut être du diéthylène glycol ou un liquide de refroidissement. De ce fait, les réchauffeurs PHA ont une fiabilité et une sécurité de fonctionnement supérieures à celles des réchauffeurs qui chauffent le gaz combustible directement avec le gaz.

Les principaux avantages des appareils de chauffage PGA sont leur grande fiabilité et leur sécurité.

CONCLUSION

La station de distribution de gaz (GDS) est la principale installation du système de gazoducs principaux, dont la fonction est de réduire la pression du gaz dans le gazoduc et de le préparer pour le consommateur. Les stations de distribution de gaz modernes sont des installations complexes, hautement automatisées et énergivores. Le fonctionnement des gazoducs peut se produire sous différents modes, dont le changement se produit lorsque les options de mise en marche des unités sont modifiées. Dans ce cas, le problème se pose de choisir les modes les plus opportuns correspondant au chargement optimal du gazoduc.

Avec le développement de l'électronique l'informatique le contrôle automatisé du GDS est devenu possible. Actuellement, les systèmes d'automatisation nationaux et les systèmes d'instrumentation, d'automatisation et de télémécanique étrangers sont largement utilisés dans les installations GDS.

Le territoire de la station de distribution de gaz doit être clôturé et équipé d'une alarme de sécurité. La station de distribution de gaz doit être située à l'extérieur du développement potentiel de la colonie conformément aux codes du bâtiment.

L'entretien d'une station de distribution de gaz doit être effectué sur la base des "Règles opération technique stations de distribution de gaz des principaux gazoducs.

Dans la plupart des cas, les GDS ont été construits au milieu années 1970 années. En général, la durée de vie du système de transport de gaz russe approche d'un demi-siècle: 14% des gazoducs fonctionnent depuis plus de 33 ans et doivent être remplacés immédiatement, 20% approchent cet âge, 37% ont été construits 10-20 ans et 29 % ont moins de 10 ans.

LISTE DES SOURCES UTILISÉES

1.GOST 5542-2014. Gaz naturels combustibles à usage industriel et domestique. – M. : 2015. – 12 p.

2. Kantyukov R.A. Stations de compression et de distribution de gaz. / R.A. Kantyukov, V.A. Maksimov, M.B. Khadiev - Kazan : KSU im. DANS ET. Oulianov-Lénine, 2005. - 204p.

3. Danilov A.A. stations de distribution de gaz. / Danilov A.A., Petrov A.I. - Saint-Pétersbourg : Nedra, 1997. - 240 p.

4. Golyanov A.I. Réseaux de gaz et installations de stockage de gaz : un manuel pour les universités. / A.I. Golyanov - Ufa: LLC "Maison d'édition de littérature scientifique et technique" Monographie "", 2004. - 303p.

5.GOST 21345-2005. Vannes à boisseau sphérique, conique et cylindrique pour une pression nominale inférieure ou égale à PN 250. Spécifications générales. – M. : 2008. – 16.

6.GOST 28338-89. Connexions et raccords de tuyauterie. Passages conditionnels (dimensions nominales). Lignes. - M. : 2005. - 4s.

7.GOST 26349-84. Connexions et raccords de tuyauterie. Les pressions sont nominales (conditionnelles). Lignes. - M. : 1996. - 5s.

8. Répertoire. Industriel équipement à gaz. 6e édition, revue et augmentée. / Éd. E.A. Karyakina - Saratov: Centre de recherche sur les équipements à gaz industriels "Gazovik", 2013. - 1280s.

9. Site Web. Équipements à gaz industriels. Entreprise "Gazovik" [Ressource électronique] - Mode d'accès : http://gazovik-gaz. fr

10. Site Web. Objet, portée et conditions de fonctionnement de l'odoriseur [Ressource électronique] - Mode d'accès : http://odorizator.ru

11.GOST 15151-69. Machines, appareils et autres produits techniques. Versions pour différentes régions climatiques. Catégories, conditions d'exploitation, stockage et transport en fonction de l'impact des facteurs climatiques environnement externe. – M. : 2008. – 72p.

12. Société SARL "SGPA". Équipement moderne pour les stations de distribution de gaz. Réchauffeur de gaz avec liquide de refroidissement intermédiaire PGPT-3. // Sphère pétrole et gaz. - 2010. - N° 3. - p. 48-49.

13. Règles d'exploitation technique des stations de distribution de gaz des principaux gazoducs. M. : - Nedra, 1982.

14. Site Web. Expertise en sécurité industrielle et diagnostic technique des stations de distribution de gaz [Ressource électronique] - Mode d'accès :http://www.strategnk.ru/section/130

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Établissement d'enseignement budgétaire de l'État fédéral

enseignement professionnel supérieur

"Université technique pétrolière d'État d'Oufa"

Département d'automatisation des processus technologiques et des productions

Projet de diplôme

Automatisation des stations de distribution de gaz

Département de production linéaire de Sterlitamak du gazoduc principal

Étudiant gr. AG 07-01 A.G. Askarova

Superviseur

Consultants :

cand. technologie. Sciences, Assoc. SV Svetlakova

cand. technologie. Sciences, Assoc. A.A. Gilyazov

Projet de diplôme 109 pages, 26 figures, 26 tableaux, 19 références, 1 annexe.

STATION DE DISTRIBUTION DE GAZ, CAPTEUR DE SURPRESSION, MÉTHODES DE CONVERSION DE PRESSION, METRAN-100-Vn-DI, ANALYSE DE CAPTEURS DE PRESSION

L'objet de l'étude est l'automatisation de la station de distribution de gaz du département de production linéaire Sterlitamak du gazoduc principal "Energy - 1".

Au cours de l'étude, une analyse a été faite du niveau d'automatisation GDS existant et la nécessité de remplacer les capteurs de surpression a été justifiée.

L'objectif des travaux est de moderniser le système d'automatisation de la station de distribution de gaz "Energy-1".

À la suite de l'étude, il a été recommandé pour une utilisation à la station de distribution de gaz pour la régulation et la mesure du capteur de surpression "EJX430A" de Yokogawa. L'algorithme du programme de contrôle logique de la transition du GDS en mode contournement a été compilé.

Les caractéristiques techniques et économiques confirment la faisabilité de l'introduction d'un capteur de pression moderne.

Il n'y a pas de mise en œuvre.

L'efficacité du projet réside dans la grande efficacité du remplacement proposé, puisque les appareils introduits sont bien meilleurs en termes de caractéristiques métrologiques.

Définitions, symboles, abréviations

Introduction

1.1 Objet et composition du SRS

1.4 Unité de commutation

1.5 Unité d'épuration des gaz

1.6 Unité de réduction de gaz

1.7 Unité de chauffage au gaz

1.8 Unité d'odorisation des gaz

1.9 Unité de comptage de gaz

2. Étude de brevet

2.2 Règlement de recherche

2.3 Résultats de la recherche

2.4 Analyse des résultats de recherche

3.1 Portée de l'automatisation

3.2 Complexe d'information et de mesure « Magistral-2

3.3 Méthodes de conversion de pression

4. Modernisation du système d'automatisation GDS

4.1 Énoncé du problème et analyse du problème

4.2 Justification du choix du capteur

4.3 Sélection du capteur

4.4 Algorithme de passage du GDS en mode bypass

5. Santé et sécurité au travail

5.1 Analyse des dangers potentiels et des risques industriels chez GDS

5.2 Mesures pour garantir des conditions de travail sûres et inoffensives au GDS

5.3 Calcul de la protection contre la foudre du GDS

6. Évaluation l'efficacité économique modernisation du système d'automatisation de GDS Energia-1

6.1 Critères d'évaluation de l'efficacité économique

6.2 Justification de l'efficacité commerciale du projet

Conclusion

Liste des sources utilisées

Définitions, symboles et abréviations

GDS - station de distribution de gaz

LPU - gestion de la production linéaire

MG - gazoduc principal

AWP - lieu de travail automatisé

ACS - système de contrôle automatisé

RD - régulateurs de pression

BPG - unité de chauffage au gaz

APCS - systèmes de contrôle de processus automatisés

KIP - instrumentation

TCA - moyens techniques d'automatisation

SCADA - Contrôle de surveillance et acquisition de données

TR - jauge de contrainte

SNS - technologie "silicium sur saphir"

CNC - technologie "silicium sur silicium"

ADC - convertisseur analogique-numérique

DAC - convertisseur numérique-analogique

PAZ - protection d'urgence

VAN - valeur actualisée nette

ID - indice de rentabilité

RNB - taux de rendement interne

CO - période de récupération

Introduction

Les stations de distribution de gaz sont conçues pour fournir du gaz à partir des gazoducs principaux et de terrain aux colonies, entreprises et autres gros consommateurs. Il est nécessaire de fournir du gaz au consommateur dans une quantité donnée et sous une certaine pression, avec le degré nécessaire de purification, de chauffage et d'odorisation du gaz (si nécessaire). Le système de contrôle doit être suffisamment complexe pour prendre en compte toute la variété des caractéristiques statiques et dynamiques de l'installation.

Avec l'aide du contrôle automatique de la station de distribution de gaz, la productivité la plus élevée est assurée avec la moindre dépense de ressources énergétiques, la réduction des coûts et l'amélioration de la qualité des produits, le nombre de personnel de maintenance est réduit, la fiabilité et la durabilité des équipements sont augmentées, les conditions de travail et les mesures de sécurité sont améliorées.

Le but de ce projet de fin d'études est le rééquipement technique, l'amélioration du système d'automatisation existant de la station de distribution de gaz "Energy-1", l'introduction d'outils d'automatisation modernes.

Les objectifs du projet de fin d'études sont :

Étudier la technologie de préparation du gaz pour l'approvisionnement du consommateur ;

Analyse du système d'automatisation du GDS "Energia-1" ;

Modernisation du système d'automatisation GDS existant ;

Élaboration d'un algorithme pour le programme de contrôle logique de la transition automatique du GDS en mode contournement.

Pendant les travaux, des matériaux du LPU Sterlitamak de GazpromtransgazUfa LLC ont été utilisés.

1. Schéma technologique du GDS et ses caractéristiques

1.1 Objet et composition du SRS

Le processus technologique de base de l'entreprise Sterlitamak LPU MG OOO GazpromtransgazUfa est le transport de gaz dans le sud de la République du Bachkortostan et son approvisionnement au GDS, qui fournit du gaz au consommateur.

La station est un objet technologique complexe et responsable de danger accru. Les équipements technologiques et les équipements d'automatisation des stations de distribution de gaz sont soumis à des exigences accrues en matière de fiabilité et de sécurité de l'approvisionnement en énergie des consommateurs de gaz, ainsi que de sécurité industrielle, en ce qui concerne les installations industrielles à risque d'explosion et d'incendie.

Les stations de distribution de gaz sont conçues pour fournir du gaz à partir de gazoducs principaux et de terrain aux consommateurs suivants :

Objets des gisements de gaz et de pétrole (pour leurs propres besoins);

Objets des stations de compression de gaz ;

Objets de petites et moyennes colonies;

centrales électriques;

Entreprises et établissements industriels et municipaux.

GDS fournit :

Purification des gaz des impuretés mécaniques et des condensats ;

Chauffage au gaz;

Réduction de la pression de réglage et maintien constant de celle-ci avec une certaine précision ;

Mesure du débit de gaz avec enregistrement sur plusieurs jours ;

Odorisation du gaz au prorata de sa consommation avant fourniture au consommateur.

Le GRS comprend :

1) commutation de station ;

2) épuration des gaz ;

3) prévention de la formation d'hydrates ;

4) réduction des gaz ;

5) chauffage au gaz ;

6) mesure commerciale du débit de gaz ;

7) odorisation des gaz ;

8) alimentation autonome ;

Systèmes :

1) contrôle et automatisation ;

2) communications et télémécanique;

3) éclairage électrique, protection contre la foudre, protection contre l'électricité statique ;

4) protection électrochimique ;

5) chauffage et ventilation ;

6) alarme antivol ;

7) contrôle de la contamination par les gaz.

1.2 Description du schéma technologique

Le schéma technologique de la station de distribution de gaz automatisée "Energy-1" est illustré à la figure 1.1.

Le gaz à haute pression entrant dans l'entrée du GDS passe par la vanne à bille n° 1 vers le réchauffeur de gaz PTPG-15M, où il est chauffé pour empêcher la précipitation des hydrates cristallins.

Le chauffage est effectué dans le serpentin par le rayonnement du brûleur et la chaleur des gaz d'échappement.

Le gaz à haute pression chauffé par les robinets n ° 6, 7 entre plus loin dans l'une des lignes de réduction de l'unité de réduction, combinée à l'unité de purification, où la pression est réduite à une valeur prédéterminée et le gaz de traitement est nettoyé des particules mécaniques et liquide. Le nœud de réduction est constitué de deux fils réducteurs : de travail et de réserve.

Figure 1.1 - Schéma technologique de l'AGDS "Energie-1"

Dans l'unité de réduction, le gaz combustible est réduit pour alimenter les brûleurs de Pout à 0,1-0,2 Pa.

De l'unité de réduction, le gaz à basse pression passe à l'unité de dosage.

Le gaz préparé est fourni au consommateur avec Pout = 0,6 MPa.

1.3 Modes de fonctionnement et paramètres de fonctionnement du GDS automatisé "Energie-1"

GRS fonctionne à la fois de manière autonome et en mode de présence constante du personnel de service. Dans tous les cas, l'état actuel de la station est contrôlé par la LPU MG, sur le territoire de laquelle se trouve la station.

Pour une surveillance et un contrôle continus (y compris automatiques) de l'état de tous les sous-systèmes locaux du GDS, il est nécessaire de disposer d'un système de contrôle automatisé local pour le GDS, connecté au système de contrôle et de gestion de l'expédition de l'ensemble du réseau du GDS de la LPU MG.

3 modes de contrôle sont disponibles sur le GDS automatisé :

Entièrement automatique;

Commande à distance des actionneurs à partir d'un poste opérateur distant ;

Commande manuelle et automatique à distance des actionneurs à partir d'un poste opérateur tableau intégré dans l'armoire ACS.

Les stations de distribution automatique de gaz en bloc "Energia-1" sont conçues pour fournir aux consommateurs individuels du pétrole naturel, associé, préalablement purifié à partir d'hydrocarbures lourds, et du gaz artificiel à partir de gazoducs principaux sous pression (1,2--7,5 MPa) en réduisant la pression à un prédéterminé ( 0,3--1,2 MPa) et le maintenir. Les stations Energia fonctionnent à l'extérieur dans des zones au climat tempéré à une température ambiante de moins 40 °C à +50 °C avec une humidité relative de 80 % à 20 °C.

Le débit nominal de la station Energia-1 est de 10 000 m3/h à une pression d'entrée Рin=7,5 MPa et Рout=0,3 MPa.

La capacité maximale de la station est de 40 000 m3/h de gaz à la pression d'entrée Pin=7,5 MPa et Pout=1,2 MPa. Le tableau 1.1 montre les paramètres de fonctionnement du GDS automatisé "Energy-1".

Tableau 1.1 - Paramètres de fonctionnement de la station de distribution de gaz automatisée "Energy-1"

Indicateurs	Valeurs
Débit, m3/h
Pression de l'environnement de travail, MPa : À l'entrée A la sortie	0,3; 0,6; 0,9; 1,2
Température, ° С : Environnement Dans les locaux du GRS
Nombre de sorties de gaz
Taille minimale des particules mécaniques retenues dans les filtres, microns
Puissance thermique de l'appareil de chauffage, kW
Consommation de gaz, m3/h : Pour radiateur "PG-10" Pour réchauffeur "PTPG-30" Pour le réchauffeur PGA-200
Pression du liquide de refroidissement dans le réchauffeur, MPa	atmosphérique
Température du caloporteur, °С
Type d'odorisant	Automatique avec alimentation discrète
Dimensions hors tout L/l/h, mm Bloc de réduction Bloc de commutation Bloc d'odorisation Instrumentation et bloc A
Poids (kg Bloc de réduction Bloc de commutation Bloc d'odorisation Instrumentation et bloc A

1.4 Unité de commutation

L'unité de commutation est conçue pour commuter le flux de gaz d'une ligne à une autre ligne du gazoduc, afin d'assurer un fonctionnement sans problème et ininterrompu du GDS en cas de réparation ou de travaux dangereux à chaud et au gaz. La ligne de dérivation reliant les gazoducs d'entrée et de sortie du GDS est équipée d'appareils de mesure de température et de pression, ainsi que d'une vanne d'arrêt et d'une vanne de régulation.

L'unité de commutation est conçue pour protéger le système de canalisation de gaz du consommateur d'une éventuelle pression de gaz élevée. Également pour fournir du gaz au consommateur, en contournant la station de distribution de gaz, via la ligne de dérivation en utilisant le contrôle manuel de la pression du gaz pendant les travaux de réparation et d'entretien de la station.

Dans l'unité de commutation GDS, les éléments suivants doivent être fournis :

Grues avec actionneur pneumatique sur gazoducs d'entrée et de sortie ;

Soupapes de sécurité avec robinets à trois voies de commutation sur chaque conduite de gaz de sortie (il est permis de remplacer en l'absence d'un robinet à trois voies par deux manuels avec blocage, à l'exclusion de l'arrêt simultané des soupapes de sécurité) et une bougie pour la décharge de gaz ;

Dispositifs d'isolement sur les conduites de gaz d'entrée et de sortie pour maintenir le potentiel de protection cathodique avec une protection séparée des communications sur site de la station de distribution de gaz et des conduites de gaz externes ;

Une bougie à l'entrée du GDS pour l'évacuation d'urgence des gaz des conduites de process ;

Une ligne de dérivation reliant les gazoducs de l'entrée et de la sortie de la station de distribution de gaz, fournissant un approvisionnement en gaz à court terme au consommateur, contournant la station de distribution de gaz.

La ligne de dérivation GDS est conçue pour l'approvisionnement en gaz à court terme pendant la période d'inspection, de prévention, de remplacement et de réparation des équipements. La ligne de dérivation doit être équipée de deux robinets. Le premier est une vanne d'arrêt, qui est située le long du flux de gaz et le second est une vanne d'étranglement-régulateur. En l'absence de vanne-régulateur, il est permis d'utiliser une vanne à entraînement manuel.

L'unité de commutation se compose de deux vannes (n ° 1 sur les conduites de gaz d'entrée et n ° 2 de sortie), d'une conduite de dérivation et de soupapes de sécurité.

Par la soupape de sécurité, le gaz (par la conduite d'entrée haute pression avec une pression de 5,4 MPa) pénètre dans l'unité de commutation, qui comprend des conduites d'entrée et de sortie avec vannes d'arrêt. Des vannes à boisseau sphérique avec levier ou entraînement pneumohydraulique avec commande locale à l'aide d'une unité de commande électropneumatique sont utilisées comme vannes d'arrêt. Une valve à bougie est également prévue pour évacuer le gaz dans l'atmosphère.

Les robinets à tournant sphérique servent de dispositif d'arrêt sur les principales conduites de gaz, aux points de collecte et de traitement du gaz, aux stations de compression, aux stations de distribution de gaz et peuvent être utilisés dans des zones à climat tempéré et froid.

La conception des vannes prévoit un fonctionnement à la température ambiante suivante :

Dans les régions au climat tempéré de moins 45 à + 50 ° С;

Dans les régions au climat froid de moins 60 à + 40 ° С;

tandis que l'humidité relative de l'air ambiant peut atteindre 98 % à une température de plus de 30 °C.

Le fluide transporté à travers la vanne est du gaz naturel, avec une pression nominale jusqu'à 16,0 MPa et une température de moins 45 à + 80 °C. La teneur en impuretés mécaniques dans le gaz - jusqu'à 10 mg/nm3, la taille des particules - jusqu'à 1 mm, l'humidité et le condensat - jusqu'à 1200 mg/nm3. L'utilisation de robinets pour régler le débit de gaz est interdite.

En l'absence de pression ou dans le cas où il ne suffit pas de fermer la vanne avec un actionneur pneumohydraulique, l'arrêt est réalisé par une pompe hydraulique manuelle. La position de la poignée de la pompe de l'interrupteur à tiroir doit correspondre au marquage : "O" - ouverture du robinet par la pompe, "3" - fermeture par la pompe ou "D" - télécommande, qui est indiquée sur le couvercle de la pompe.

Les grues assurent le passage des dispositifs de nettoyage à travers eux. La conception des vannes offre la possibilité d'une alimentation forcée en lubrifiant d'étanchéité de la zone d'étanchéité des sièges annulaires et de l'axe en cas de perte d'étanchéité. Le système d'alimentation en lubrifiant d'étanchéité des sièges annulaires des vannes souterraines comporte un double blocage avec clapets anti-retour : un clapet dans le raccord, et le second sur le corps de vanne dans le bossage. Les raccords sont d'une conception unique, permettent une connexion rapide de l'adaptateur du dispositif de rembourrage.

Les sièges de soupape à joint annulaire assurent l'étanchéité à des pressions de 0,1 à 1,1 MPa.

Pin et Pout de l'unité de commutation sont contrôlés par des capteurs de pression. Pour protéger les réseaux à faible consommation, deux soupapes de sécurité à ressort sont installées sur la canalisation de sortie, dont l'une fonctionne, l'autre est en réserve. Des vannes de type "PPPC" (soupape de sécurité à pleine levée à ressort) sont utilisées. Pendant le fonctionnement, les vannes doivent être testées pour le fonctionnement une fois par mois et en hiver - une fois tous les 10 jours, avec une entrée dans le journal de fonctionnement. Les vannes de ce type sont équipées d'un levier pour l'ouverture forcée et le contrôle de la purge du gazoduc. En fonction de la pression de réglage, les soupapes de sécurité sont équipées de ressorts remplaçables.

Pour la possibilité de révision et de réglage des soupapes de sécurité à ressort sans déconnecter les consommateurs, une vanne à trois voies de type KTS est installée entre les conduites et les vannes. La vanne à trois voies de type KTS est toujours ouverte sur l'une des vannes de sécurité.

Le réglage des soupapes de sécurité à ressort dépend des exigences des consommateurs de gaz, mais en général cette valeur ne dépasse pas 12% de la valeur nominale de la pression de sortie.

La figure 1.2 montre l'unité de commutation de gaz.

Figure 1.2 - Photographie de l'unité de commutation de gaz

Dans l'unité de commutation, il est possible de purger les conduites d'entrée et de sortie via une vanne à bougie, dont la conduite est située à l'extérieur du site GDS.

L'unité de commutation doit être située à une distance d'au moins 10 m des bâtiments, des structures ou des équipements de procédé installés dans une zone ouverte.

1.5 Unité d'épuration des gaz

L'unité de purification de gaz de la station de distribution de gaz aide à empêcher les impuretés mécaniques et les condensats de pénétrer dans l'équipement, les canalisations de traitement, les dispositifs de contrôle et d'automatisation de la station et les consommateurs de gaz.

Pour nettoyer le gaz au GDS, des dispositifs de piégeage de la poussière et de l'humidité de différentes conceptions sont utilisés, qui permettent une préparation du gaz conformément aux documents réglementaires en vigueur pour le fonctionnement. La principale exigence pour l'unité de purification de gaz est l'élimination automatique du condensat dans des réservoirs de collecte, d'où il est retiré du territoire du GDS au fur et à mesure qu'il s'accumule.

L'unité de purification de gaz doit fournir un degré de purification de gaz tel que la concentration de mélange de particules solides d'une taille de 10 microns ne doit pas dépasser 0,3 mg/kg, et la teneur en humidité ne doit pas dépasser les valeurs correspondant à l'état de saturation en gaz.

Après l'unité de commutation, à travers les vannes d'admission, le gaz entre dans l'unité de purification de gaz, qui est combinée avec l'unité de réduction.

L'unité d'épuration des gaz utilise principalement des dépoussiéreurs d'huile, des filtres à viscine et des séparateurs multicyclones. Les dépoussiéreurs d'huile sont utilisés dans les stations à haute productivité horaire.

Un réservoir souterrain est installé au GDS pour collecter et éliminer l'humidité et le condensat avec des systèmes de contrôle automatique du niveau et de la quantité de condensat dans les réservoirs et les dépoussiéreurs. La pression d'entrée et de sortie de chaque dépoussiéreur est surveillée par des capteurs de pression.

Pour nettoyer le gaz à la station de distribution de gaz, des dispositifs de piégeage de la poussière et de l'humidité doivent être utilisés pour assurer la préparation du gaz pour le fonctionnement stable de l'équipement de la station de distribution de gaz et du consommateur.

Les filtres 1 et 2, dont l'emplacement est présenté à la section 3, sont conçus pour purifier le gaz des impuretés mécaniques, ainsi que pour éliminer les condensats. Pour signaler le niveau dans le réservoir du filtre, des capteurs des niveaux inférieur, supérieur et d'urgence sont installés. Lorsque les unités sont conçues avec une évacuation automatique des boues, la conception comprend une vanne avec un actionneur pneumatique et une vanne d'arrêt qui fonctionne à la frontière des fractions liquide et gazeuse.

L'unité de purification de gaz intègre des filtres-séparateurs ou un bloc de filtres-séparateurs conçus pour purifier le gaz des particules solides et de l'humidité condensée. Le degré de purification est de 10 microns, l'efficacité est de 99,99%. Les produits de nettoyage du réservoir de stockage des filtres-séparateurs sont automatiquement évacués dans le bac de récupération des condensats.

La capacité du réservoir doit être déterminée à partir de l'état d'évacuation des impuretés dans les 10 jours.

Les réservoirs doivent être conçus pour la pression maximale possible et équipés d'un indicateur de niveau de liquide.

Afin d'exclure les émissions de condensats et de vapeurs odorantes dans l'atmosphère, il est nécessaire d'appliquer des mesures pour leur élimination.

Processus technologique la collecte des produits de nettoyage des gaz des réservoirs doit exclure la possibilité de déversement et de pénétration de liquide sur le sol.

La figure 1.3 montre l'unité de purification de gaz.

Figure 1.3 - Photo de l'unité d'épuration des gaz

1.6 Unité de réduction de gaz

L'unité de réduction est conçue pour réduire la pression de gaz d'entrée élevée Pin = 7,5 MPa à la pression de sortie basse Pout = 0,3 MPa et maintenir automatiquement la pression de consigne à la sortie de l'unité de réduction, ainsi que pour protéger le gazoduc du consommateur contre une augmentation de pression inacceptable .

Puisque l'unité de réduction est combinée avec l'unité de purification, ici le gaz est séché, les impuretés mécaniques sont éliminées et le condensat est éliminé.

L'unité de réduction de gaz est l'une des fonctions les plus importantes du GDS. Ici, le gaz à haute pression est réduit à une valeur prédéterminée et automatiquement maintenu à un certain niveau. L'unité de réduction se compose d'un équipement de contrôle du gaz, de vannes d'arrêt, de conduites de réduction, d'un système d'automatisation de protection et d'une alarme. Dans les schémas du nœud de réduction, les éléments suivants sont utilisés :

Raccords de contrôle en acier pour une pression nominale de 6,3 MPa ;

Vannes réglant l'action indirecte;

Action directe RD.

Pour le contrôle de la pression, des régulateurs à action directe RD ou à commande analogique sont utilisés. Les régulateurs à action directe sont plus rapides et plus fiables, car un lien intermédiaire est éliminé - des canaux de communication et un dispositif de contrôle, de plus, ils ne nécessitent pas d'énergie supplémentaire, car ils fonctionnent grâce à l'énergie du flux de gaz. Les fabricants nationaux produisent des régulateurs qui assurent une régulation de la pression avec une précision de 2,5 %.

Sur les stations de distribution de gaz de grande capacité, les vannes de régulation sont plus souvent utilisées, car elles vous permettent de modifier rapidement la pression régulée à la sortie de la vanne et ont grand choix tailles.

Comme dispositifs de commande pour les vannes à action indirecte, des régulateurs proportionnels de type RD sont utilisés. Il existe deux types de vannes de régulation : normalement ouvertes (la pression est fournie au sommet de la membrane) et normalement fermées (sous la membrane).

Toutes les vannes de régulation se composent d'un corps de commande (vanne) et d'un actionneur à membrane relié via une tige au tiroir de la vanne. Le réglage de la pression du gaz de sortie dans tous les types de vannes de régulation s'effectue en chargeant la tige de la vanne avec un ressort.

L'unité de réduction est conçue pour abaisser la pression d'entrée de 5,4 MPa à 0,6 MPa et fournir du gaz via une canalisation basse pression aux réseaux linéaires des consommateurs de gaz.

Dans l'unité de réduction GDS, le nombre de lignes de réduction doit être pris au moins deux (une réserve). Il est permis d'utiliser trois lignes de réduction de productivité égale (une réserve).

Dans l'unité de réduction (Figure 1.4), si nécessaire, il est permis de prévoir une ligne de faibles débits pour un fonctionnement dans la période initiale de fonctionnement du GDS.

Figure 1.4 - Photographie du nœud de réduction

Les conduites de réduction d'un même réducteur doivent être équipées du même type de vannes d'arrêt et de régulation. Les conduites de réduction de gaz doivent être équipées de bougies à décharge.

Les lignes de réduction doivent avoir une protection automatique contre les écarts par rapport aux paramètres de fonctionnement et l'activation automatique de la réserve.

1.7 Unité de chauffage au gaz

L'unité de chauffage au gaz ou GDS est conçue pour le chauffage indirect du gaz à une température prédéterminée ; elle est utilisée dans le cadre d'une station de distribution de gaz pour empêcher la formation d'hydrates pendant la réduction du gaz et maintenir la température du gaz à la sortie de la station de distribution de gaz à une température valeur donnée, ainsi que pour fournir un caloporteur pour les systèmes de chauffage des locaux ou d'autres consommateurs de chaleur éventuels.

Les BPG sont conçus pour fonctionner dans des zones à climat tempéré et modérément froid, ainsi que dans des zones à climat froid.

La taille standard de l'unité de chauffage dans le cadre du GDS doit être déterminée à partir des conditions pour assurer la température de gaz requise à la sortie du GDS, le fonctionnement normal de l'équipement de la station et l'exclusion de son givrage. En cas d'utilisation de GPL dans le circuit de chauffage, une charge thermique supplémentaire doit être prise en compte.

Le gaz est chauffé dans un échangeur de chaleur à calandre au moyen d'un caloporteur intermédiaire chauffé dans une chaudière à eau chaude. Le caloporteur, en fonction de la puissance thermique de l'unité, est chauffé jusqu'à 95 ° C et est acheminé vers l'échangeur de chaleur à calandre, où la chaleur est transférée au corps chauffé (gaz), puis au caloporteur refroidi. du caloduc de retour avec une température allant jusqu'à 95 °C est amené à l'entrée de la chaudière à eau chaude. S'il existe un circuit de chauffage supplémentaire, le liquide de refroidissement est prélevé sur le caloduc de retour.

Structurellement, l'unité de chauffage au gaz se compose d'une unité de chaufferie et d'une unité d'échangeur de chaleur.

Les équipements de ces blocs sont placés dans un coffret hermétiquement divisé en deux compartiments : un compartiment chaufferie (catégorie D) et un compartiment échangeur (catégorie B-1a). La boîte est constituée de panneaux, possède un toit amovible, ce qui vous permet d'installer et de réparer rapidement des équipements lourds et de grande taille. La stabilité du bloc-boîte aux charges sismiques est jusqu'à 9 points. La compacité de l'unité et la préparation complète en usine permettent un transport, une installation et une mise en service dans les plus brefs délais.

La puissance thermique nécessaire est fournie par deux chaudières à eau chaude dans la chaufferie pour augmenter la fiabilité de l'unité. En cas de panne d'une chaudière, la seconde peut assurer le fonctionnement de l'installation en mode d'urgence.

Les pompes de circulation sont installées à l'entrée des chaudières à eau chaude et fonctionnent sous le contrôle du dispositif de contrôle et de protection de la pompe en mode de distribution du temps de fonctionnement. Si une pompe tombe en panne, une pompe réparable assure une performance à 100 %. Pour protéger le système d'une pression hydraulique interne excessive, les chaudières sont équipées de dispositifs de décharge de sécurité (la décharge s'effectue dans le vase d'expansion).

L'alimentation du BPG s'effectue à partir du réseau industriel 220 V/50 Hz, ou 380 V/50 Hz. L'alimentation est fournie par une armoire d'entrée équipée de disjoncteurs. L'armoire d'aspiration est installée dans le compartiment chaudière.

1.8 Unité d'odorisation des gaz

Condition fonctionnement sûr principaux gazoducs, navires, appareils, équipements et instruments est la détection rapide des fuites de gaz. La présence de gaz dans les locaux peut être détectée à l'aide d'instruments et de systèmes automatiques. Cependant, le plus d'une manière simple détecter un gaz dans l'air, c'est l'identifier par l'odorat. À cette fin, dans notre pays et dans un certain nombre d'autres pays, le gaz reçoit une odeur désagréable particulière (odorisée) en introduisant de l'éthylmercaptan à raison de 16 g pour 1000 m3. Le gaz est odorisé aux installations de tête ou au GDS du champ.

Ainsi, après le poste de comptage, le gaz entre dans le point de commutation où il est odorisé puis il passe par la canalisation dans les réseaux peu consommateurs.

Pour maintenir un degré donné d'odorisation des gaz, l'odorisant est introduit en sortie du GDS à l'aide de différents dispositifs. Sur une station de distribution de gaz automatisée, un odoriseur de gaz universel de type UOG-1 est le plus souvent utilisé. Vous trouverez ci-dessous le tableau 1.4 avec les caractéristiques techniques de l'odoriseur de gaz UOG-1.

Tableau 1.4 - Paramètres techniques de l'odoriseur UOG-1

Les exigences suivantes sont imposées aux odorants :

Les substances odorantes aux concentrations utilisées pour l'odorisation doivent être physiologiquement inoffensives ;

Dans un mélange avec du gaz, les odorants ne doivent pas se décomposer et réagir également avec les matériaux utilisés sur le gazoduc;

Les produits de combustion des odorants doivent être totalement inoffensifs et non corrosifs ;

Les vapeurs odorantes doivent être légèrement solubles dans l'eau ou le condensat ;

Les odorants doivent être volatils (pour assurer leur évaporation dans un flux à haute pression et basse température).

L'éthylmercaptan (C2H5SH) répond largement à ces exigences. La quantité d'odorant à introduire dans le flux de gaz est déterminée par le seuil de sa concentration, à partir duquel une odeur piquante est ressentie dans la pièce. Pour le gaz naturel, le taux de signal est supposé être de 1 % en volume. Pour maintenir un degré donné d'odorisation du gaz, l'odorant est introduit dans le flux à l'aide de dispositifs spéciaux appelés unités d'odorisation, qui sont divisés selon la méthode d'introduction de l'odorant dans des unités avec introduction directe d'odorant liquide dans le gaz sous pression ou par gravité et des unités pour déplacer la vapeur odorante avec le flux de gaz. Le premier type comprend les odorisants goutte à goutte, dans lesquels l'odorisant est introduit dans le flux gazeux sous forme de gouttelettes ou de jets. La quantité d'odorisant injecté est ajustée manuellement avec une vanne à pointeau. Le contrôle du fonctionnement de l'odoriseur s'effectue à travers le hublot.

Le gaz fourni aux entreprises industrielles et aux centrales électriques, en accord avec le consommateur, ne peut être odorisé.

S'il existe une unité d'odorisation de gaz centralisée située sur le gazoduc principal, il est permis de ne pas fournir d'unité d'odorisation de gaz au GDS.

L'unité d'odorisation est installée en sortie de station après la ligne de dérivation. L'approvisionnement en odorant est autorisé à la fois avec un réglage automatique et manuel.

1.9 Unité de comptage de gaz

L'unité de comptage de gaz est conçue pour le comptage de gaz commercial (mesure de sa consommation). Le nombre de lignes de mesure dépend principalement du nombre de gazoducs en sortie du GDS.

Après l'unité de réduction, le gaz s'écoule à travers le pipeline vers l'unité de comptage de gaz. Le comptage commercial de la consommation de gaz pour chaque consommateur et le comptage du gaz pour ses propres besoins sont effectués au niveau de l'unité de comptage de gaz. L'unité fournit la mesure du débit de gaz, la correction du débit en fonction de la température, de la pression et du facteur de compressibilité, l'analyse de la qualité du gaz et l'enregistrement des données.

La mesure du gaz traversant la station de distribution de gaz est basée sur la méthode de mesure de la pression différentielle variable. Cette méthode se caractérise par le fait que lorsqu'un dispositif de rétrécissement est installé dans un flux de gaz, la chute de pression à travers celui-ci dépend de la quantité de gaz passant. Le dispositif de rétrécissement peut être installé sur le côté haut ou bas du GDS.

La perte de charge est mesurée par un calculateur dont le type est sélectionné simultanément au calcul de la bride. Le dispositif de rétrécissement est relié aux capteurs du calculateur par des lignes de connexion.

À l'heure actuelle, la majeure partie du parc de débitmètres des stations de comptage de gaz de Gazprom est constituée de systèmes de mesure et de calcul qui mesurent le débit en utilisant la chute de pression à travers la membrane. Certains GDS utilisent encore des enregistreurs mécaniques. Mais, même malgré la grande précision des systèmes informatiques basés sur la technologie des microprocesseurs (l'erreur n'est pas supérieure à 0,5%), l'erreur totale de l'ensemble débitmètre due à l'erreur de membrane est d'au moins 2,5%.

Il est possible de réduire l'erreur de mesure du débit en remplaçant les membranes par d'autres types de capteurs de débit - turbine, rotatif ou vortex. De tels complexes fournissent une erreur totale de dosage de gaz ne dépassant pas 1,5 à 2,5% et ne nécessitent pas de remplacement fréquent, comme les diaphragmes.

Lors de la qualification du comptage de gaz au GDS comme commercial, il est nécessaire de déterminer non seulement la quantité, mais également la qualité du gaz mesuré conformément aux exigences des stations de comptage de gaz autoportantes. Les instruments d'analyse de débit permettent d'obtenir des informations sur la qualité du gaz avec une discrétion minimale.

L'humidité et la densité du gaz sont déterminées, respectivement, par des humidimètres en ligne (température du point de rosée) et des densimètres. Le pouvoir calorifique du gaz est mesuré avec un calorimètre en ligne. L'utilisation de chromatographes en flux vous permet d'obtenir des informations complètes sur la composition du gaz, de calculer la densité et le pouvoir calorifique. La teneur en soufre et en hydrogène sulfuré est déterminée par des séromères de laboratoire.

S'il est nécessaire de réguler le débit de gaz à la sortie du GDS, des régulateurs de débit à commande analogique sont utilisés. Pour mettre en œuvre un contrôle du débit de gaz proportionnellement intégralement différentiel, au lieu de correcteurs, on utilise des «ordinateurs de débit» qui, en plus de réguler et de corriger le débit de gaz, peuvent recevoir des informations de l'équipement d'analyse de débit et transmettre des informations sous forme de rapports à la salle de contrôle.

2. Étude de brevet

2.1 Sélection et justification de l'objet de la recherche

Ce projet de thèse traite des méthodes de conversion de pression, de sélection et de mise en œuvre du capteur de surpression.

L'un des paramètres de mesure les plus importants au GDS est la pression. À l'heure actuelle, des capteurs de surpression Metran-100-Vn-DI sont installés à GDS Energia-1, la possibilité de remplacer ce capteur par un capteur de surpression EJX430A moderne, dont le principe de fonctionnement est basé sur la méthode de résonance, est à l'étude . Par conséquent, lors d'une recherche de brevet, une attention particulière a été accordée à la recherche et à l'analyse de capteurs de surpression avec une méthode de conversion de pression résonnante.

2.2 Règlement de recherche

La recherche de brevets a été effectuée à l'aide des fonds de l'USPTU selon les sources de la documentation des brevets Fédération Russe et des fonds étrangers.

Profondeur de recherche cinq ans (2007-2011). La recherche a été effectuée selon les indices de la classification internationale des brevets (CIB) :

G01L 9/16 - Mesurage de la pression constante ou variant lentement de substances gazeuses et liquides ou de matériaux en vrac en utilisant des éléments électriques ou magnétiques sensibles à la pression mécanique en déterminant les changements dans les propriétés magnétiques des corps sous charge;

G01L 13/06 - Dispositifs et instruments pour mesurer la différence entre deux ou plusieurs pressions d'un liquide au moyen d'éléments électriques ou magnétiques,

sensible à la pression mécanique.

Les sources suivantes d'informations sur les brevets ont été utilisées :

Descriptions complètes des brevets de la Fédération de Russie ;

Documents de référence et appareils de recherche;

Bulletin officiel de l'Agence russe des brevets et des marques « Inventions. Modèles d'utilité » (2007-2011).

2.3 Résultats de la recherche

Les résultats de la recherche de brevets sont présentés dans le tableau 2.1.

Tableau 2.1 - Résultats de la recherche de brevets

2.4 Analyse des résultats de recherche

Considérez les analogues présentés dans le tableau 2.1.

Les analogues des brevets G01L 9/16 et G01L 13/06 n'ont pas été identifiés.

Yokogawa (Japon) est le développeur de la technologie DRHarp (transducteur de pression résonnant avec un résonateur en silicium) et il n'y a donc pas d'analogues dans notre pays aujourd'hui.

Brevet de l'élément sensible 3051S : Brevet américain : 6082199. Le nouvel élément sensible DPHarp est basé sur le principe bien connu de la « fréquence de résonance », qui peut être clairement démontré à l'aide de l'exemple d'une corde : la tension d'une corde est contrôlée par sa propre fréquence d'oscillation (tonalité). Lorsque la corde est tendue, sa tonalité (fréquence des vibrations naturelles) devient plus élevée, lorsqu'elle est affaiblie, elle devient plus faible.

Un diaphragme en silicium est utilisé comme élément élastique, sur lequel se trouvent deux éléments sensibles. Éléments de détection - les résonateurs sont situés de manière à ce que leurs déformations diffèrent de signe lorsqu'une différence de pression est appliquée à l'élément de détection.

La variation de la fréquence naturelle des résonateurs est directement proportionnelle à la pression appliquée. L'excitation des oscillations et le transfert de la fréquence des oscillations mécaniques en un signal de fréquence électrique se produit en plaçant des résonateurs à double circuit dans un champ magnétique constant et en faisant passer un courant alternatif courant électriqueà travers le corps du résonateur dans le circuit d'excitation.

En raison de l'effet de l'induction électromagnétique, une FEM alternative se produit dans le circuit de mesure avec une fréquence égale à la fréquence d'oscillation du résonateur du circuit de mesure. Retour d'information le circuit d'excitation le long du circuit de mesure, ainsi que l'effet du décalage de fréquence des oscillations forcées vers la fréquence de résonance, garantissent que la fréquence des oscillations électriques correspond constamment à la fréquence de résonance (naturelle) des oscillations mécaniques du corps du résonateur . La fréquence propre d'un tel résonateur non chargé est habituellement d'environ 90 kHz.

A ce jour, les capteurs DPHarp sont la seule alternative sérieuse aux méthodes de mesure capacitives et piézorésistives. La grande marge de précision et de stabilité de l'élément de détection DPHarp a confirmé la faisabilité de l'utilisation des capteurs de pression différentielle EJX430A.

3. Automatisation du GDS "Energie-1"

3.1 Portée de l'automatisation

3.1.1 Niveaux d'automatisation

En règle générale, les systèmes de contrôle et de gestion sont des systèmes à deux niveaux, car c'est à ces niveaux que le contrôle direct des processus technologiques est mis en œuvre.

Le niveau inférieur comprend divers capteurs pour collecter des informations sur le déroulement du processus technologique, des entraînements électriques et des actionneurs pour la mise en œuvre d'actions de régulation et de contrôle. Les capteurs fournissent des informations aux contrôleurs logiques programmables locaux. En règle générale, les tâches de gestion sont résolues à ce niveau.

Pour réduire le facteur humain lié au mauvais fonctionnement d'équipements technologiques complexes, il est nécessaire d'introduire des outils d'automatisation basés sur une interface homme-machine intuitive pour une personne, qui devrait généraliser, structurer et systématiser les informations.

Le niveau supérieur comprend tout d'abord un ou plusieurs postes de contrôle, qui sont les postes de travail du répartiteur/opérateur. Fondamentalement, des PC de différentes configurations sont utilisés comme postes de travail.

Le poste de travail de l'opérateur du GDS est nécessaire pour augmenter l'efficacité de l'interaction de l'opérateur (répartiteur) avec le système et réduire à zéro ses erreurs critiques de gestion ; réduire le temps de traitement des informations, de recherche des informations nécessaires ; améliorer la qualité du contrôle et de la comptabilisation des paramètres analogiques et discrets ; contrôle des équipements technologiques, c'est-à-dire augmenter l'efficacité de l'opérateur.

Tous les composants du système de contrôle sont interconnectés par des canaux de communication.

L'interaction du poste de travail avec l'ACS GDS s'effectue via le réseau Ethernet.

Le schéma fonctionnel est illustré à la fig. 3.1.

Figure 3.1 - Schéma structurel du système de contrôle et de gestion GDS

Fonctions exécutées par AWP SAU GDS :

Fournir un mécanisme d'enregistrement des utilisateurs pour se protéger contre le contrôle non autorisé des équipements technologiques du GDS ;

Affichage sur le moniteur de schémas mnémoniques de la tuyauterie des grues et des équipements technologiques de GDS sous forme de trames vidéo réalisées selon le principe d'imbrication multi-niveaux du général au particulier ;

Visualisation sur le moniteur des informations des capteurs et des dispositifs de signalisation sur l'état des équipements technologiques du GDS, ainsi que des informations provenant des ACS locaux en temps réel (réchauffeurs de gaz, etc.) ;

Affichage des paramètres analogiques, y compris sous forme de tendances pour

une période de temps donnée, et le contrôle de leur fiabilité ;

Affichage des réglages des paramètres analogiques avec possibilité de les modifier ;

Afficher les états des actionneurs et surveiller leur état de fonctionnement ;

Commande à distance des actionneurs (grues, ventilateurs, papillon discret);

Enregistrement et archivage des informations avec une profondeur convenue de rétrospective sur l'état de la tuyauterie de la grue GDS, l'état des équipements de processus, les situations d'urgence et de pré-urgence, les actions de l'opérateur (pour contrôler les équipements de processus, modifier les réglages des paramètres de processus) ;

Affichage et enregistrement de la consommation de gaz comptabilisant plusieurs unités de mesure (consommation instantanée, journalière, mensuelle), modification des paramètres de configuration, notamment prise en compte de la composition chimique du gaz ;

Affichage des informations d'urgence et d'avertissement actuelles dans le journal des alarmes actuel ;

Notification sonore de l'opérateur en cas d'urgence, y compris les alarmes sonores d'urgence et d'avertissement ;

Génération et impression automatiques des journaux de l'opérateur ;

Maintenir les archives des journaux d'événements, des tendances et des journaux des opérateurs.

L'introduction de tels systèmes dans les stations de distribution de gaz revêt une importance particulière, car elle permet d'assurer le fonctionnement efficace de la station de distribution de gaz dans les modes spécifiés, d'améliorer la qualité du travail, de garantir la sécurité sans accident et environnementale et d'augmenter la productivité du travail.

Les outils d'automatisation GDS sont conçus pour améliorer le fonctionnement fiable et stable de GDS et assurer un approvisionnement continu en gaz aux consommateurs.

3.1.2 Fonctions d'automatisation

Le complexe de moyens techniques d'automatisation, installé sur l'équipement de processus, fournit:

Gestion des nœuds de commutation, y compris :

1) mesurer la pression et la température du gaz à l'entrée du GDS, comparer les valeurs mesurées avec les limites technologiques et d'urgence spécifiées, générer et émettre des alarmes d'avertissement et d'urgence ;

2) mesurer la pression et la température du gaz à la sortie du GDS, comparer les valeurs mesurées avec les limites technologiques et d'urgence spécifiées, générer et émettre des alarmes d'avertissement et d'urgence ;

3) signalant la position des vannes de l'unité de commutation, la vanne de sécurité du GDS ; contrôle à distance (depuis la console GDS locale et depuis la salle de contrôle) des vannes de l'unité de commutation, de la vanne de sécurité GDS et de l'arrêt automatique du GDS en cas d'accident. Gestion de l'unité d'épuration des gaz, comprenant : mesure de la perte de charge dans le séparateur ;

4) signalant le niveau de liquide minimum et maximum autorisé dans le séparateur ; commande à distance et automatique d'une vanne sur la ligne d'évacuation du liquide en fonction du niveau de liquide dans le filtre-séparateur ;

5) signalisation d'avertissement du niveau maximum de liquide dans les réservoirs de collecte ;

Gestion de l'unité de prévention des hydrates, comprenant :

1) mesure de la pression et de la température du gaz à la sortie de l'unité de chauffage ;

2) signalant la position des vannes à l'entrée et à la sortie de l'unité de chauffage, la vanne sur la conduite d'alimentation en gaz contournant l'appareil de chauffage ;

3) contrôle automatique et à distance des grues ;

4) signalisation du fonctionnement du réchauffeur depuis le système de commande du réchauffeur ;

5) alarme de panne de chauffage ;

Gestion de l'unité de réduction de gaz, comprenant :

1) contrôle de la position des grues sur les lignes de réduction ;

2) activation / désactivation automatique et à distance des lignes de réduction, y compris celles de secours et auxiliaires ;

3) alarme de pression de gaz sur les lignes de réduction entre les dispositifs de contrôle installés successivement ;

4) régulation automatique de la pression du gaz fourni aux consommateurs ;

Compteur de gaz commercial pour chaque consommateur, y compris :

1) mesure des paramètres communs à tous les consommateurs et introduction des constantes nécessaires ; mesure de la pression du gaz ; mesure de la température des gaz ;

2) mesure du débit de gaz (compteur de gaz avec sortie impulsionnelle) ;

3) calcul de la consommation de gaz ;

Gestion de l'unité d'odorisation des gaz, comprenant :

1) signalant le niveau minimum dans le réservoir de stockage d'odorisant ;

2) contrôle de l'apport dosé d'odorant au gaz ;

3) signaler la présence d'un flux odorant ;

4) comptabilisation de la quantité d'odorant introduit ;

Contrôle de la grue sur la ligne de contournement, comprenant :

1) la position de la vanne sur la conduite de dérivation ;

2) contrôle à distance (depuis le pupitre GDS local et depuis la salle de contrôle) de la grue sur la ligne de dérivation ;

Signalisation de l'état du bloc d'alimentation, y compris :

1) signalant la déconnexion de la source d'alimentation principale ; signaler l'état de la source d'alimentation de secours ;

2) signalisation de basculement vers une source de secours ;

3) la comptabilisation de la consommation d'électricité ;

Comptage de gaz commercial pour ses propres besoins, y compris la mesure de :

1) paramètres et introduction des constantes nécessaires ;

2) pression de gaz ;

3) température du gaz ;

4) débit de gaz (compteur de gaz avec sortie impulsionnelle) ;

Surveillance de l'état du GDS, y compris :

1) détection les urgences selon les algorithmes appropriés, l'inclusion de la protection d'urgence du GDS ;

2) mesure de la température dans l'unité d'instrumentation ;

3) signaler la présence d'une concentration pré-explosive de gaz naturel dans les locaux du GDS ;

4) alarme incendie ;

5) signalisation de pénétration sur le territoire du GDS et dans les locaux du GRS ;

6) alarme de fuite d'odorant ;

7) contrôle de fonctionnement et gestion du poste de protection cathodique (mesure de tension, courant, potentiel et régulation tension/courant de sortie) ;

Autodiagnostic de l'état technique de l'ACS GDS, comprenant :

1) dépannage des capteurs analogiques avec une sortie unifiée ;

2) contrôle de l'intégrité des circuits des actionneurs ;

3) détection de panne, précise pour un module d'E/S typique ;

4) révélant le manque de communication avec le niveau supérieur de la direction ;

Présentation des informations :

1) générer et émettre des informations, y compris des alarmes d'avertissement et d'urgence, au panneau de surveillance et de contrôle local, en allumant l'avertisseur sonore du GDS ;

2) formation et émission de signaux d'avertissement et d'urgence à une télécommande, allumant le détecteur de son;

3) formation et transmission d'informations via des canaux de communication à la salle de contrôle ;

4) traitement, synchronisation et exécution des commandes provenant de la console locale et de la salle de contrôle ;

5) arrêt à distance (depuis la salle de contrôle) du GDS ;

Fonctions secondaires :

1) passer de la source d'alimentation principale à la source de secours sans violer l'algorithme de fonctionnement et émettre de faux signaux ;

2) protection contre l'accès non autorisé à l'information et au contrôle ;

3) journalisation des événements.

3.1.3 Système SIS

La fiabilité du fonctionnement des systèmes de sécurité des installations industrielles dangereuses dépend entièrement de l'état des équipements électroniques et programmables. systèmes électroniques liés à la sécurité. Ces systèmes sont appelés systèmes PAZ. De tels systèmes devraient pouvoir maintenir leur opérabilité même en cas de défaillance d'autres fonctions de l'APCS du GDS.

Considérez les principales tâches assignées à de tels systèmes:

Prévention des accidents et minimisation des conséquences des accidents ;

Bloquer (empêcher) une intervention intentionnelle ou non intentionnelle dans la technologie de l'objet, qui peut conduire au développement d'une situation dangereuse et déclencher le fonctionnement de l'ESD.

Pour certaines protections, il existe un délai entre la détection d'une alarme et l'arrêt de sécurité.

La station de distribution de gaz surveille en permanence un certain nombre de paramètres de processus, dont les valeurs d'urgence nécessitent l'arrêt et le blocage du fonctionnement des installations GDS. Selon le paramètre ou la condition sur laquelle la protection a été déclenchée, les actions suivantes peuvent être effectuées :

Arrêt automatique du GRS ;

Fermeture des robinets de l'unité de commutation, robinet de sécurité ;

Contrôle de la grue sur la ligne de contournement ;

Passage à une source de sauvegarde.

Pour tous les paramètres de protection, un mode test est fourni. En mode test, le drapeau de protection est défini, une entrée dans le tableau de protection et un message est transmis à l'opérateur, mais les actions de contrôle sur équipement technologique ne sont pas formés.

En fonction du paramètre contrôlé qui déclenche la protection, le système doit effectuer :

Arrêt des installations du GDS ;

Vannes de fermeture ;

Désactivation de certains systèmes auxiliaires ;

Allumer les dispositifs de signalisation lumineuse et sonore.

Pour assurer un fonctionnement sûr, les gazoducs sont équipés de vannes d'arrêt et de contrôle, de dispositifs de sécurité, de moyens de protection, d'automatisation, de blocage et de mesure.

Devant les brûleurs des installations consommatrices de gaz, l'installation de vannes automatiques d'arrêt rapide avec une étanchéité de classe A selon norme d'état et temps de fermeture jusqu'à 1 s.

L'interruption de l'alimentation électrique d'une source externe provoque la fermeture de la vanne sans apport d'énergie supplémentaire d'autres sources externes.

La conception des vannes d'arrêt et de contrôle, des dispositifs de sécurité, des dispositifs de protection des circuits électriques, de l'automatisation de la sécurité, des verrouillages et des mesures est conforme aux exigences de la documentation réglementaire et technique convenue avec le Gosgortekhnadzor russe. La conception des vannes d'arrêt, de contrôle et des dispositifs de sécurité garantit que l'étanchéité de la vanne n'est pas inférieure à la classe B, résistance au fluide transporté pendant la durée de vie spécifiée par le fabricant.

Les vannes d'arrêt installées à l'extérieur ont un entraînement électrique dans une conception correspondant à la plage de températures de l'air extérieur spécifiée dans les fiches techniques des entraînements électriques et doivent également être protégées des précipitations atmosphériques.

La conception des régulateurs de pression de gaz doit fournir :

Bande proportionnelle n'excédant pas ± 20% de la limite supérieure de réglage de la pression de sortie des détendeurs ;

Zone morte, qui ne dépasse pas 2,5 % de la limite supérieure du réglage de la pression de sortie ;

Constante de temps (durée du processus de régulation transitoire avec changements soudains du débit de gaz ou de la pression d'entrée), ne dépassant pas 60 s.

Les fuites de gaz non régulées relatives à travers les vannes fermées des régulateurs à double siège ne sont pas autorisées à plus de 0,1% du débit nominal ; pour une vanne à simple siège, l'étanchéité des pelles doit être conforme à la classe A selon la norme de l'état.

Les fuites de gaz non régulées autorisées lorsqu'elles sont utilisées comme dispositifs de contrôle pour les registres rotatifs ne doivent pas dépasser 1 % du débit.

La précision de fonctionnement des vannes d'arrêt de sécurité doit être de ± 5% des valeurs de consigne de la pression contrôlée pour les vannes de sécurité installées sur le GDS.

Les soupapes de décharge de sécurité doivent assurer l'ouverture lorsque la pression de service maximale spécifiée n'est pas dépassée de plus de 15 %. La pression à laquelle la vanne se ferme complètement est spécifiée dans la norme ou Caractéristiques pour la fabrication de vannes. Les soupapes de sûreté à ressort doivent être munies d'un dispositif pour leur ouverture forcée.

La chute de pression de gaz admissible à travers le filtre est définie par le fabricant. Les filtres doivent avoir des raccords pour connecter des manomètres différentiels ou d'autres dispositifs pour déterminer la chute de pression à travers le filtre.

La protection globale du GDS doit garantir son fonctionnement et son arrêt sans problème lorsque les paramètres contrôlés dépassent les limites établies.

Le contenu algorithmique des fonctions ESD consiste en la mise en œuvre de la condition suivante : lorsque les valeurs de certains paramètres technologiques caractérisant l'état du processus ou de l'équipement dépassent les limites établies (admissibles), l'objet correspondant ou l'ensemble de l'installation doit être éteint (arrêté).

Les informations d'entrée pour le groupe de fonctions SIS contiennent des signaux sur les valeurs actuelles des paramètres technologiques contrôlés provenant des blocs logiques (automates programmables) à partir des transducteurs de mesure primaires correspondants, et des données numériques sur les valeurs limites admissibles de ces paramètres. venant aux contrôleurs depuis le poste de travail de l'opérateur. Les informations de sortie des fonctions SIS sont représentées par un ensemble de signaux de commande envoyés par les contrôleurs aux organes exécutifs des systèmes de protection.

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1. Objet et disposition de la station de distribution de gaz

Les stations de distribution de gaz (GDS) sont conçues pour réduire la haute pression d'entrée du gaz naturel ne contenant pas d'impuretés agressives à une pression de sortie prédéterminée et la maintenir avec une certaine précision. Grâce aux stations de distribution de gaz, le gaz naturel des principaux gazoducs est fourni colonies, entreprises industrielles et autres installations dans une quantité donnée, avec une certaine pression, le degré de purification requis, en tenant compte de la consommation de gaz et de l'odorisation.

La station de distribution de gaz en bloc "Energia-1" fournit :

Chauffage au gaz avant réduction ;

Purification des gaz avant réduction ;

Réduire la haute pression à la pression de travail et la maintenir avec une certaine précision ;

Mesure du débit de gaz avec enregistrement ;

Odorisation du gaz avant fourniture au consommateur.

Le tableau 1 présente les principales caractéristiques techniques de l'AGDS "Energie-1".

Tableau 1 - Caractéristiques techniques de l'AGDS "Energy-1"

Caractéristique	Sens
Pression d'entrée nominale, MPa, pas plus
Pression de travail, MPa	de 1,2 à 5,5
Température du gaz d'admission, °C	-10 à +20
Pression de travail du gaz à la sortie, MPa
Précision de maintien de la pression du gaz de sortie, %
Débit nominal, m 3 / heure
Débit maximal, m 3 / heure
Différence de température à l'entrée et à la sortie à un débit de gaz de 10 000 m 3 / h, ° C, pas moins de
Nombre de fils réducteurs
Type d'odorisation	goutte

La station de distribution de gaz AGDS "Energy-1" se compose de blocs fonctionnels séparés. La station de distribution de gaz est équipée d'unités pour le chauffage du gaz, la réduction, la mesure du débit de gaz avec enregistrement dans la mémoire et l'indication de l'appareil, l'odorisation du gaz et le chauffage du bâtiment de l'opérateur. Le schéma technologique de l'AGDS "Energy-1" est illustré à la figure 1.

Le gaz à haute pression entrant dans la station de distribution de gaz passe par les vannes à bille 2.1 et 3.1 vers le réchauffeur de gaz PTPG-10M, où il est chauffé pour empêcher la précipitation d'hydrates cristallins lors de la réduction. Le chauffage est assuré par le rayonnement du brûleur et la chaleur des gaz d'échappement. Le réchauffeur possède sa propre unité de réduction, dans laquelle le gaz combustible est réduit pour alimenter les brûleurs à 0,01 - 0,02 kgf/cm 2 .

Le gaz haute pression chauffé entre dans l'unité de réduction par les vannes à bille 4.1 et 4.2, où il est préalablement nettoyé des impuretés mécaniques et du condensat, après quoi il est réduit à basse pression.

De l'unité de réduction, le gaz à basse pression passe à la conduite d'écoulement avec un diaphragme installé dessus. La mesure du débit est effectuée avec une correction de la pression et de la température à l'aide du calculateur Superflow-IIE.

Après l'unité de dosage, le gaz entre dans l'unité de commutation, qui se compose de conduites d'entrée et de sortie (vannes à bille 2.1 et 2.2), de soupapes de sécurité et d'une conduite de dérivation (vanne à bille 2.3, vanne de régulation KMRO 2.4). Les soupapes de sécurité protègent le système du consommateur contre la surpression.

Figure 1 - Schéma technologique de la station de distribution de gaz AGDS "Energy-1"

Après l'unité de commutation, le gaz entre dans le complexe d'odorisation automatique des gaz Floutek-TM-D. L'odorisation du gaz s'effectue automatiquement en fonction du débit de gaz. Lors du transfert du GDS en mode bypass, le fonctionnement de l'odoriseur de gaz est transféré en mode semi-automatique. Il est également possible d'odoriser le gaz en mode manuel, tandis que les mesures de contrôle de la consommation d'odorisant sont effectuées à l'aide d'une règle de mesure selon le tableau d'étalonnage de la capacité de travail de l'odoriseur.

2 . Bloc de chauffage au gaz

Le chauffage du gaz avant la réduction est nécessaire pour empêcher la précipitation d'hydrates cristallins sur les éléments de travail du régulateur de pression.

Le gaz est chauffé dans le réchauffeur PTPG-10M, qui est structurellement un boîtier dans lequel un faisceau de tubes, un générateur de chaleur et une chambre de séparation sont construits. Le schéma technologique du réchauffeur de gaz PTPG-10M est illustré à la figure 1.2.

Le corps du réchauffeur est rempli d'un liquide de refroidissement intermédiaire - un mélange d'eau douce et de diéthylène glycol dans un rapport de 2/3, respectivement. Le générateur de chaleur et le faisceau de tubes sont immergés dans un caloporteur intermédiaire dont le niveau est contrôlé par le verre du cadre indicateur de niveau.

Le réchauffeur est équipé d'un brûleur à injection. Un registre est installé à l'entrée d'air du brûleur, ce qui vous permet de réguler l'intégralité de la combustion du gaz. Un détecteur de flamme et un brûleur de veilleuse à gaz sont montés sur la coque. Pour l'allumage manuel du brûleur, il y a un judas dans lequel un brûleur d'allumage manuel est inséré. Le gaz fourni au brûleur pénètre dans les trous de la buse, à la sortie desquels il injecte l'air nécessaire à la combustion, s'y mélange, formant un mélange combustible, puis s'éteint.

Le principe de fonctionnement de l'appareil de chauffage est le suivant. Le gaz combustible entre dans l'appareil de chauffage à partir du gazoduc basse pression via le point de contrôle du gaz et est acheminé vers le brûleur, où il est brûlé.

Figure 2 - Schéma technologique du réchauffeur de gaz PTPG-10M

Les produits de combustion de gaz à travers le générateur de chaleur pénètrent dans la cheminée, d'où ils sont évacués dans l'atmosphère. La hauteur de la cheminée assure la dispersion des produits de combustion jusqu'à la concentration maximale admissible. La chaleur des produits de combustion à travers les parois du générateur de chaleur est transférée au caloporteur intermédiaire.

Le gaz du gazoduc à haute pression pénètre dans la première section de la chambre de séparation, puis dans le faisceau de tubes à deux voies, où il est chauffé par un caloporteur intermédiaire. Le gaz chauffé retourne dans la deuxième section de la chambre de séparation et entre dans le schéma de procédé du GDS. Le tableau 2 présente les principales caractéristiques techniques du réchauffeur à gaz PTPG-10M.

Tableau 2 - Caractéristiques techniques du réchauffeur à gaz PTPG-10M

Caractéristique	Sens
Puissance calorifique nominale, Gcal/h
Capacité nominale pour le gaz chauffé, nm 3 / h
Pression de service dans le faisceau de tubes, MPa, pas plus
Perte de pression de gaz chauffé dans le faisceau de tubes, MPa, max
Température du gaz, °C : A l'entrée du réchauffeur, pas moins de A la sortie du radiateur, pas plus
Pression de gaz nominale devant le brûleur, MPa
Milieu chauffé	Gaz naturel GOST 5542-87
	Gaz naturel GOST 5542-87
Consommation nominale de gaz par brûleur, m 3 / h
Alimentation des dispositifs du système de contrôle, de signalisation et de protection avec tension, V : Alimentation CA Depuis le réseau DC
Temps de réponse des dispositifs de protection pour couper l'alimentation en gaz, s, pas plus Avec l'extinction simultanée de la flamme des brûleurs principal et pilote En cas de panne de courant

3 . Unité de réduction de gaz

L'unité de réduction de gaz est un composant important de l'AGDS et remplit sa fonction principale - réduire la haute pression d'entrée du gaz naturel à une pression de sortie donnée.

Le gaz à haute pression chauffé à travers les vannes 4.1 et 4.3 (Figure 1.3) entre dans l'unité de réduction, où il est préalablement nettoyé des impuretés mécaniques, après quoi il est réduit. Le bloc de réduction se compose de deux fils réducteurs : travail et réserve. Les lignes réductrices sont équivalentes tant en termes d'équipements que de débit, soit pour une ligne réductrice 100 % du débit de la station.

4.1, 4.3 - vannes à bille à entraînement électropneumatique; 4.2, 4.4 - vannes à boisseau sphérique à entraînement manuel

Figure 3 - Schéma technologique de l'unité de réduction de gaz

Les vannes à bille 4.1, 4.3, situées à l'entrée des filets réducteurs, sont à entraînement électro-pneumatique ; les robinets à tournant sphérique 4.2, 4.4, situés à la sortie des filetages réducteurs, sont à entraînement manuel. Ils sont conçus pour désactiver les fils réducteurs si nécessaire.

Le système de réduction sur chaque fil comporte deux régulateurs disposés en série. La réduction s'effectue en une seule étape. Le détendeur de protection RD1, situé en série avec le détendeur de travail RD2 dans le filetage de travail, assure une protection contre la surpression régulée en cas d'ouverture d'urgence du détendeur de travail. Les régulateurs de réserve, situés dans le filetage de réserve, servent à empêcher une chute de la pression de sortie en cas de fermeture d'urgence de l'un des régulateurs du filetage de travail. Le système fonctionne selon la méthode de la réserve de lumière.

Le régulateur de travail RD2 a un réglage pour la pression de sortie de la station. Le détendeur de protection RD1 situé en série avec lui et le détendeur RD3 de la ligne de réserve sont réglés à une pression de 1,05 P out et donc, lors du fonctionnement normal de la station, leurs vannes de régulation sont dans un état complètement ouvert. Le régulateur RD4, situé dans la ligne de réserve, est ajusté à une pression de 0,95·P out et est donc à l'état fermé pendant le fonctionnement normal de la station.

En cas d'ouverture d'urgence du régulateur de travail RD2, la pression de sortie est maintenue à un niveau légèrement supérieur par le régulateur de protection séquentiel RD1, et en cas de fermeture d'urgence de l'un des régulateurs de la ligne de travail, le la pression de sortie est maintenue à un niveau légèrement inférieur par la conduite de réserve.

Au poste de distribution de gaz "Energia - 1" dans l'unité de réduction, des régulateurs de pression de type RDU sont installés. Les spécifications des régulateurs sont données dans le tableau 3.

Tableau 3 - Caractéristiques techniques des régulateurs RDU

Caractéristique	Sens
Passage conditionnel, mm
Pression conditionnelle, kgf / cm 2
Pression d'entrée, kgf / cm 2
Pression de sortie, kgf / cm 2
Coefficient de débit conditionnel Ku, m 3 / h
Erreur de maintien automatique de la pression de sortie, %
Température du gaz, °C	-40 à +70
Température ambiante, °C	-40 à +50
Type de connexion aux canalisations	à bride
Dimensions hors tout, mm
Poids (kg

Les régulateurs de pression RDU sont des régulateurs à action directe "après eux-mêmes" et sont conçus pour la régulation automatique de la pression de gaz dans les installations des principaux gazoducs. Dans les régulateurs de ce type, une loi de régulation proportionnelle-intégrale est mise en oeuvre.

4 Unité d'odorisation des gaz

L'unité d'odorisation des gaz est un complexe automatique "Floutek-TM-D". Le complexe est conçu pour fournir des microdoses d'odorant au flux de gaz, qui est fourni au consommateur, afin de donner au gaz naturel une odeur pour une détection rapide des fuites. La régulation du degré d'odorisation du gaz s'effectue en modifiant l'intervalle de temps entre l'émission de doses odorantes, en fonction du volume de gaz traversant le pipeline. Les caractéristiques techniques du complexe sont données dans le tableau 4.

Tableau 4 - Caractéristiques techniques du complexe « Floutek-TM-D »

Le complexe d'odorisation est fonctionnellement constitué de blocs et de dispositifs.

Le schéma technologique du complexe est illustré à la figure 1.4. Les désignations pour le schéma technologique sont données dans le tableau 1.5

L'unité de remplissage d'odorant est utilisée pour le remplissage automatique du réservoir d'odorant de travail. Le régulateur de pression de gaz et la soupape de sécurité sont utilisés pour créer une surpression (0,2-0,7 kgf/cm 2 ) dans le réservoir de stockage d'odorant, suffisante pour fournir l'odorant à l'unité de remplissage d'odorant.

La pompe de remplissage est conçue pour l'alimentation automatique en odorant du tube de mesure du débitmètre d'odorant. La pompe doseuse produit une livraison automatique de l'odorant dans le gazoduc. Le débitmètre d'odorant mesure la quantité d'odorant distribuée dans le gazoduc. Le contrôle du flux d'odorisant dans le gazoduc s'effectue à travers le verre de visualisation du compte-gouttes. Les pompes sont contrôlées par un contrôleur installé dans le panneau de contrôle de l'odorisation.

Depuis le panneau de commande, il est possible d'émettre une commande d'ouverture ou de fermeture de la pompe de remplissage ou d'émettre une série de doses depuis la pompe doseuse, la pompe de remplissage ou la pompe de vidange.

A - alimentation en odorant en mode de réglage ; B - alimentation en odorant du réservoir de travail; B-à l'indicateur de niveau ; D - alimentation en odorisant du système de dosage de l'unité d'odorisation ; D - gaz d'équilibrage

Figure 4 - Schéma technologique du complexe FLOUTEK-TM-D

réduction des gaz d'odorisation

Le choix du mode de fonctionnement du complexe s'effectue à l'aide des boutons situés sur le panneau de commande du panneau de contrôle de l'odorisation. Lorsque vous appuyez sur le bouton "A" ou "P / A" du panneau de commande, le complexe commence à fonctionner, respectivement, en mode "Automatique" ou "Semi-automatique". Le fonctionnement du complexe dans les deux modes est similaire, à l'exception de l'entrée du débit de gaz naturel dans le complexe. En mode "Automatique", le complexe reçoit le débit de gaz du système de comptage de gaz au GDS, et en mode "Semi-Automatique", l'opérateur GDS entre un débit de gaz fixe.

Le fonctionnement du complexe commence par la vérification de l'étanchéité de l'unité d'alimentation en odorant et la vérification des fuites d'odorant à travers la pompe de remplissage et la pompe doseuse. Ensuite, la pompe de remplissage H3 pompe l'odorisant du réservoir de travail dans le tube de mesure (IT). Le temps de remplissage de l'IT est réglé suffisamment long pour que l'IT se remplisse jusqu'à un niveau égal au paramètre de réglage. Si la pompe de remplissage H3 remplit la PAC au dessus du niveau du paramètre de réglage spécifié, alors cela n'affectera pas le fonctionnement de l'installation, puisque le calcul des doses d'odorisant est basé sur le niveau réel dans la PAC. Si la pompe de remplissage H3 ne remplit pas l'IT au niveau spécifié par les réglages, alors le fonctionnement de l'unité d'odorisation s'arrête et un message d'erreur s'affiche.

Le capteur PD-1 du débitmètre d'odorant mesure le niveau d'odorant dans l'IT. Ainsi, après avoir terminé le remplissage de l'IT, le complexe fixe le niveau supérieur de l'odorant dans l'IT. Ensuite, la pompe doseuse H1 commence à fournir l'odorisant de l'IT au gazoduc. La fréquence de dosage par la pompe doseuse et, par conséquent, la quantité d'odorisant distribué dans la canalisation de gaz est proportionnelle au débit de gaz naturel. Le niveau de l'odorant dans l'IT diminue, et lorsque la différence entre les niveaux supérieur réel et actuel de l'odorant dans l'IT atteint la valeur spécifiée par les réglages, le dosage s'arrête et le débitmètre odorant mesure la masse de l'odorant libéré dans le pipeline et la période subséquente de distribution des doses d'odorisant est corrigée. Ensuite, la pompe de remplissage H3 est remplie avec de l'odorant IT jusqu'au niveau spécifié par les réglages.

Après chaque remplissage d'IT, le niveau d'odorant dans le réservoir de travail va diminuer, et lorsque la valeur de ce niveau devient inférieure à la valeur spécifiée par les réglages (selon les lectures du capteur de niveau LE), la pompe de pompage H2 va tourner allumé, qui pompera l'odorant du réservoir de stockage d'odorant dans le réservoir de travail. L'odorisation du gaz naturel se poursuivra. Après avoir augmenté le niveau d'odorisant dans le réservoir de travail au-dessus de la valeur définie par les paramètres, la pompe d'injection H2 sera arrêtée.

Il existe également un mode compte-gouttes manuel, dans lequel le complexe est transféré à un contrôle entièrement manuel.

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