Опишите процесс утилизации вторичных энергетических ресурсов на компрессорных станциях магистральных газопроводов
Основным источником вторичных энергоресурсов на КС являются уходящие газы от газотурбинных установок (ГТУ), в которых с уходящими из турбины отработавшими продуктами сгорания с температурой 400…500°С теряется наибольшее количество тепла.
Наиболее эффективным направлением утилизации тепла в этой области является использование парогазовых технологий для выработки электроэнергии, позволяющее повысить КПД использования ВЭР. Учитывая, что электроэнергия является более универсальным источником энергии, это позволяет повысить возможности по ее реализации потенциальным потребителям. Плюсы такой технологии наиболее актуальны в весенне-летний период, когда потребности в теплоснабжении и отоплении помещений КС и прилегающих жилпоселков минимальны.
Для утилизации теплоты ВЭР с источниками низкопотенциальной энергии целесообразно использование тепловых насосов. К числу таких источников можно отнести следующие системы и элементы КС: система охлаждения смазочного масла; система охлаждения газа; система обратной сетевой воды; нагретые поверхности газоходов и ГТУ в машинных залах КС; вытяжные системы машинных залов компрессорных цехов.
Тепловые насосы, применяемые для утилизации теплоты систем охлаждения смазочного масла и обратной сетевой воды строятся по стандартной схеме и используются, как правило, для отопления и горячего водоснабжения.
|
|
|
2. Назовите и опишите комплекс средств контроля и автоматики компрессорного цеха.
Комплекс средств контроля и автоматики КЦ содержит следующие основные системы:
– централизованного контроля и управления ГПА (СЦКУ);
– управления цеховыми кранами;
– управления цеховыми объектами и вспомогательным оборудованием цеха;
– защиты цеха от загазованности;
– защиты цеха от пожара.
Система централизованного контроля и управления предназначена для управления, предупредительной сигнализации и защиты ГПА, а также для измерения параметров работы ГПА. Она должна осуществлять следующие функции:
– автоматического пуска, а также дистанционного управление режимом работа агрегата; – нормальную и аварийную остановки ГПА по команде оператора и при срабатывании защит;
– световую и звуковую сигнализацию отклонения параметров от нормы (предупредительная сигнализация);
– сигнализацию срабатывания защит (технологическая сигнализация);
– непрерывные измерения давления газа на входе и выходе нагнетателя, температуры продуктов сгорания перед ТВД или в тракте ГТУ в зависимости от типа агрегата), частоту вращения валов ГТУ, перепада давления «масло-газ».
|
|
|
Эксплуатация средств контроля и автоматики Защита газотурбинного агрегата и нагнетателя от недопустимых режимов работы является одной из основных функций системы автоматического регулирования ГПА. Система защиты обеспечивает защиту ГПА во время пуска и остановки, также автоматически выполняет операции, необходимые для восстановления нормального режима в процессе работы. При аварийном режиме она останавливает агрегат и подает аварийный сигнал обслуживающему персоналу. Во всех случаях быстрое отключение турбины и остановка агрегата при возникновении опасного состояния осуществляется прекращением подачи топливного газа к камере сгорания стопорным клапаном и открытие клапанов для выпуска воздуха из компрессора. Противопомпажная защита воздушного компрессора осуществляется сбросными клапанами, частично сбрасывающими воздух из компрессора.
БИЛЕТ 28
1. Опишите систему телемеханизации магистральных нефтепроводов.
ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯПО ТЕЛЕМЕХАНИЗАЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ
Средства телемеханизации магистральных нефтепроводов предназначены для обеспечения дистанционного управления технологическим оборудованием НПС и линейной части МН из районного, территориального диспетчерского пункта и ЦДП.
|
|
|
Объектами телемеханизации МН являются магистральные насосные, подпорные насосные, энергохозяйство, резервуарные парки, узлы учета нефти, средства электрохимзащиты, линейная часть МН.
Телемеханизация магистральных нефтепроводов должна обеспечивать:
- централизованный контроль за режимом работы нефтепровода для обеспечения его безаварийной работы и оптимизации режимов работы;
- централизованное управление магистральными, подпорными агрегатами и задвижками линейной части магистрального нефтепровода;
- централизованный сбор информации о возникновении аварийных ситуаций;
- централизованный сбор информации о техническом состоянии оборудования;
- централизованный сбор информации о режиме работы нефтепровода и состоянии его оборудования для анализа работы с использованием гидравлической модели в реальном масштабе времени.
Смысловое понимание параметров информации, передаваемой по системе телемеханики, должно соответствовать.
Время поступления любого аварийного сообщения с объектов на уровень диспетчера РДП не должно превышать 5с.
Время передачи управляющей команды диспетчером РДП на любой телемеханический объект не должно превышать 5с.
|
|
|
Общее время сбора информации со всех объектов нефтепровода на уровне РДП не должно превышать 20 с.
СИСТЕМА ТЕЛЕМЕХАНИКИ НПС
Система телемеханики НПС (станционная телемеханика) предназначена для обеспечения централизованного контроля и управления технологическим оборудованием НПС с помощью систем автоматизации.
Система телемеханики НПС должна выполнять функции контроля, управления и измерения в соответствии с объемом.
В функции связи входит:
- обмен информацией с уровнем РДП по телемеханическим протоколам МЭК 870-5 согласно ГОСТ Р МЭК 870-5-1 или другим принятым протоколам;
- обмен информацией с локальной системой автоматики по стандартным последовательным интерфейсам (RS-232, RS-485 и др.) или параллельному интерфейсу.
По надежности система телемеханики НПС должна удовлетворять требованиям ГОСТ26.205:
- средняя наработка на отказ одного канала каждой функции системы телемеханики 1 группы должна быть не менее10000 часов (1-я ступень), не менее 18000 часов (2-я ступень);
- средний срок службы не менее 9лет (1-я ступень), не менее 12 лет (2-я ступень).
По достоверности передаваемой информации система телемеханики должна соответствовать 1 категории по ГОСТ26.205.
Вероятность трансформации команд не должна превышать 10-14, вероятность образования ложной команды должна быть не более 10-12.
Основная приведенная погрешность преобразования аналоговых сигналов не должна превышать 0,25 %.
Средства телемеханики НПС должны иметь источники бесперебойного питания (ИБП), которые должны обеспечивать работу средств телемеханики не менее 30 минут.
Дата добавления: 2018-04-04; просмотров: 516; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!