Анализ технологического процесса и метрологического обеспечения при транспортировке природного газа (стр. 2 из 9)
- МС «Газпром трансгаз Югорск»;
-метрологическая служба предприятия;
• нормативно-правовой основой МО являются совокупность документов:
- Законы РФ «Об обеспечении единства измерений» и «О техническомрегулировании»;
- ФЗ РФ «Об энергосбережении»;
- постановления Правительства России по отдельным вопросам (направлениям)метрологической деятельности;
- нормативные документы Федерального агентства по техническомурегулированию и метрологии;
- рекомендации государственных научных метрологических центров;
- отраслевые стандарты;
• технической основой метрологического обеспечения являются:
- система государственных эталонов единиц физических величин;
- система передачи размеров единиц физических величин от эталонов рабочимэталонам и средствам измерений;
- разработка, постановка и ввод в обращение средств измерений:
- поверка и калибровка средств измерений.
Целью метрологического обеспечения предприятия является:
- повышение эффективности управления производством и уровня автоматизациипроизводственных процессов;
- обеспечение достоверного учета, расхода, а также требуемых параметровизмеряемого природного газа, энергетических ресурсов при их транспортировкеи реализации;
- повышение эффективности мероприятий по обеспечению безопасных условийтруда и охране окружающей среды;
- обеспечение промышленной безопасности;
- внедрение энергосберегающих технологий.
1.2 НАЗНАЧЕНИЕ И ЗАДАЧИ МЕТРОЛОГИЧЕСКОЙ СЛУЖБЫ
Метрологическая служба создана в соответствии с законодательством для выполнения работ по обеспечению единства измерений и осуществления метрологического контроля и надзора за состоянием и применением средств измерений на предприятии.
Метрологическая служба Комсомольского ЛПУМГ в своей работе руководствуется:
- Положением о метрологической службе Комсомольского ЛПУМГ от 23.10.2005 г.;
- Законом РФ «Об обеспечении единства измерений»;
- ФЗ от 3 апреля 1996 г. №28 «Об энергосбережении»;
- ФЗ от 31 марта 1999 г. № 69 «О газоснабжении в Российской Федерации»;
- ФЗ РФ «О техническом регулировании» (от 27.12.2002 г. №184-ФЗ);
- нормативными документами Государственной системы обеспечения единстваизмерений (ГСИ);
- стандартами организации, правилами, инструкциями, рекомендациями;
- приказами и распоряжениями ООО «Газпром трансгаз Югорск».
Метрологическая служба Комсомольского ЛПУМГ реализует требования ФЗ «Об обеспечении единства измерений» и метрологических правил и норм, установленных нормативными документами, в целях:
- снижения затрат на эксплуатацию промышленных объектов предприятия, в част-ности КС, узлов учета газа, а также отдельных технических устройств и оборудования, применяемые в процессе транспортировки природного газа;
- обеспечения единства, достоверности и требуемой точности измерений при транспортировке и поставке природного газа;
- получения достоверной информации о количестве топливного газа и приеме-передаче природного газа «потребителям».
На предприятии ведется постоянный учет СИ. Составлен перечень средств измерений, имеющихся на предприятии, утвержденный в установленном порядке руководителем предприятия и органом ГМС. Все средства измерений, находящиеся в эксплуатации, учтены в графиках поверки и калибровки, в том числе и эталоны. На средства измерений, прошедших поверку и калибровку с положительным результатом нанесен оттиск поверочного или калибровочного клейма и имеются свидетельства о поверке и сертификаты калибровки.
Персонал метрологической службы имеет специальную метрологическую подготовку. Специалисты, осуществляющие калибровку средств измерений, аттестованы в установленном порядке.
2. ИЗМЕРЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИОГО ПРОЦЕССА
2.1 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОЦЕСС КОМПРЕМИРОВАНИЯПРИРОДНОГО ГАЗА
При добыче и транспортировке в природном газе содержатся различного рода примеси: песок, сварной шлам, конденсат тяжелых углеводородов, вода, масло и т.д.
Наличие механических примесей и конденсата в газе приводит к преждевременному износу трубопровода, запорной арматуры, рабочих колес нагнетателей и, как следствие, снижению показателей надежности и экономичности работы компрессорных станций и в целом газопровода.
Система подготовки технологического газа служит для очистки газа от механических примесей и жидкости перед подачей его потребителю в соответствии с требованиями ГОСТ 5542-87.
В настоящее время на КС в качестве первой ступени очистки широко применяютциклонные пылеуловители, работающие на принципе использования инерционных силдля улавливания взвешенных частиц (рис. 3).
Рис. 3 Циклонный пылеуловитель:
1 - верхняя секция; 2 - входной патрубок;
3 - выходной патрубок; 4 - циклоны;
5 - нижняя решетка; 6 - нижняя секция;
7 - люк-лаз; 8 - дренажный штуцер;
9 - штуцеры контролирующих приборов; 10 - штуцеры слива конденсата
Циклонный пылеуловитель (рис.3) представляет собой сосуд цилиндрической формы, рассчитанный на рабочее давление в газопроводе, со встроенными в него циклонами 4.
Циклонный пылеуловитель состоит из двух секций: нижней отбойной 6 и верхней осадительной 1, где происходит окончательная очистка газа от примесей. В нижней секции находятся циклонные трубы 4.
Газ через входной патрубок 2 поступает в аппарат к распределителю и приваренным к нему звездообразно расположенным циклонам 4, которые неподвижно закреплены в нижней решетке 5. В цилиндрической части циклонных труб газ, подводимый по касательной к поверхности, совершает вращательное движение вокруг внутренней оси труб циклона. Под действием центробежной силы твердые частицы и капли жидкости отбрасываются от центра к периферии и по стенке стекают в коническую часть циклонов и далее в нижнюю секцию 6 пылеуловителя. Газ после циклонных трубок поступает в верхнюю осадительную секцию 1 пылеуловителя, и затем, уже очищенный, через патрубок 3 выходит из аппарата.
В процессе эксплуатации необходимо контролировать уровень отсепарированной жидкости и мехпримесей с целью их своевременного удаления продувкой через дренажные штуцеры. Контроль за уровнем осуществляется с помощью смотровых стекол и датчиков, закрепленных к штуцерам 9. Люк 7 используется для ремонта и осмотра пылеуловителя при плановых остановках КС.
На рис.3 показан график зависимости производительности пылеуловителя при различных перепадах давления на аппарате
. 
Рис. 3 График зависимости производительности пылеуловителяот давления
при различных перепадах давления на аппарате 
Наибольшая очистка газа достигается при обеспечении работы этого пылеуловителя в зоне, ограниченной кривыми
и 
, а при выходе рабочей точки из этой зоны эффективность очистки резко падает.В связи с невозможностью достичь высокой степени очистки газа в циклонных пылеуловителях появляется необходимость выполнять вторую ступень очистки, в качестве которой используют фильтр-сепараторы, устанавливаемые последовательно после циклонных пылеуловителей (рис. 4).
Рис. 4 Фильтр-сепаратор:
1 - корпус фильтр-сепаратора; 2 - быстрооткрывающийся затвор;
3 - фильтрующие элементы; 4 - направляющая фильтрующего элемента;
5 - трубная доска камеры фильтров; 6 - каплеотбойник;
7 - конденсатосборник
Работа фильтр-сепаратора осуществляется следующим образом: газ после входного патрубка с помощью специального отбойного козырька направляется на вход фильтрующей секции 3, где происходит коагуляция жидкости и очистка от механических примесей. Через перфорированные отверстия в корпусе фильтрующих элементов газ поступает во вторую фильтрующую секцию - секцию сепарации. В секции сепарации происходит окончательная очистка газа от влаги, которая улавливается с помощью сетчатых пакетов. Через дренажные патрубки мехпримеси и жидкость удаляются в нижний дренажный сборник и далее в подземные емкости.
Очищенный природный газ не имеет ни цвета, ни запаха, поэтому для обнаружения его утечек и определения наличия в воздухе газ предварительно одорируют, т.е. добавляют в него специальные вещества-одоранты, обладающие сильным специфическим запахом. В качестве одорантов обычно используют этилмеркаптан и тетрагидротиофен.
2.2 ПАРАМЕТРЫ ТУРБИНЫ И ИХ ИЗМЕРЕНИЕ
На газоперекачивающем агрегате ГТК-10-4 предусмотрено измерение большого числа параметров: температуры, давления, разности давлений, оборотов, уровня. Основная часть параметров измеряется дистанционно с помощью преобразования текущего значения в аналоговый электрический сигнал, который передается на измерительный прибор, установленный на главном щите управления компрессорным цехом. Из числа дистанционно измеряемых выделяется семь наиболее важных параметров, определяющих режим агрегата:
· температура продуктов сгорания перед ТВД и за ТНД;
· частоты вращения валов ТВД и ТНД;
· давление газа до и после нагнетателя;
· давление воздуха после компрессора;
· перепад давления “масло-газ” в системе уплотнения нагнетателя.
Для измерения этих параметров на устройстве представления информации установки централизованного контроля и управления А-705-15-03 имеются индивидуальные показывающие и регистрирующие приборы. Измерение остальных параметров в установке А-705-15-03 осуществляется преоразованием всех дистанционно измеряемых параметров в аналоговый сигнал с представлением на многошкальном приборе по вы-зову.