88426

АВТОМАТИЗАЦИЯ УСТАНОВКИ КОМПЛЕКСНОЙ ПОДГОТОВКИ ГАЗА ЗАПОЛЯРНОГО ГАЗОНЕФТЕКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Дипломная

География, геология и геодезия

Цель проекта – модернизация системы автоматизации цеха осушки газа за счет внедрения нового анализатора температуры точки росы. В результате исследования были проанализированы методы определения температуры точки росы газа по влаге и обоснован выбор анализатора точки росы «КОНГ-Прима-10».

Русский

2015-04-29

2.63 MB

35 чел.

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Кафедра автоматизации технологических процессов и производств

УДК 681.5:622.279.8

РЕЦЕНЗЕНТ                                                          К ЗАЩИТЕ ДОПУЩЕН

                                                                                             Зав. кафедрой АТПП,

________________                                                               проф.  ____________ А.П. Веревкин

________________                                                                __________________

Дипломный проект

АВТОМАТИЗАЦИЯ УСТАНОВКИ КОМПЛЕКСНОЙ ПОДГОТОВКИ ГАЗА ЗАПОЛЯРНОГО ГАЗОНЕФТЕКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

0200 220301 0ПЗ

Студент гр. АГ 07-01                                                                  Е.С. Ляпустин

Руководитель                                                                                 

канд. техн. наук, доц.                                                                  Н.А. Ишинбаев

Консультанты:

по технологическому,

техническому и специальному

разделам

доц.                                                                                                                Н.А. Ишинбаев

по охране труда и технике безопасности

канд. техн. наук, доц.                                                                                   А.А. Гилязов

по экономическому разделу

канд. экон. наук, доц.                                                                                   В.В. Бирюкова

по патентной проработке                        

доц.                                                                                                                 М.Ю. Прахова

Нормоконтроллер                                                                                         М.Ю. Прахова

Уфа

2012

РЕФЕРАТ

Дипломный проект 112 с., 28 рисунков, 24 таблицы, 12 использованных источников, 1 приложение.

АВТОМАТИЗАЦИЯ, ОСУШКА ГАЗА, АНАЛИЗАТОР ТОЧКИ РОСЫ, I/A SERIES, АЛГОРИТМ, БЕЗОПАСНОСТЬ, ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ

Объектом исследования является цех осушки газа УКПГ-1С Заполярного газоконденсатного месторождения.

В процессе исследования были рассмотрены технологический процесс осушки газа, выполнен анализ существующего уровня автоматизации и методов контроля за технологическим процессом.

Цель проекта – модернизация системы автоматизации цеха осушки газа за счет внедрения нового анализатора температуры точки росы.

В результате исследования были проанализированы методы определения температуры точки росы газа по влаге и обоснован выбор анализатора точки росы «КОНГ-Прима-10». Разработан алгоритм автоматической подачи диэтиленгликоля в абсорберы. Рассмотрены вопросы, связанные с безопасностью работающего персонала.

Технико-экономические показатели подтверждают повышение точности измерения температуры точки росы газа по влаге на линии выхода из абсорбера.

Степень внедрения – на основании полученных результатов рекомендована замена преобразователя точки росы «КОНГ-Прима-2» на анализатор «КОНГ-Прима-10» в цехе осушки газа УКПГ-1С «Газпром добыча Ямбург» в 2012 году.

Эффективность проекта основывается на повышении качества осушенного природного газа за счет увеличения точности измерения его температуры точки росы по влаге.

СОДЕРЖАНИЕ

С.

Определения, обозначения и сокращения

Введение

1    Цех осушки газа УКПГ-1С

1.1 Назначение цеха осушки газа

1.2 Характеристика производства

1.3 Характеристики исходных, товарных и вспомогательных продуктов

1.4 Характеристика процесса осушки газа

1.5 Описание технологического процесса цеха осушки газа

2    Патентная проработка

2.1 Направление поиска

2.2 Регламент патентного поиска

2.3 Результаты поиска

2.4 Анализ результатов поиска

3   Автоматизация цеха осушки газа УКПГ-1С

3.1 Структура АСУ ТП ЦОГ

3.2 Описание функциональной схемы автоматизации

3.3 Описание технических средств автоматизации ЦОГ  

3.4 Уровень автоматического управления (САУ)

3.5 Уровень оперативно-производственной службы промысла

4    Модернизация системы автоматизации цеха осушки газа УКПГ-1С путем подбора анализатора температуры точки росы

4.1 Формулировка задачи и анализ проблемы

4.2 Обоснование выбора анализатора

4.3 Разработка алгоритма автоматического регулирования подачи ДЭГ в абсорберы ЦОГ

5    Охрана труда и техника безопасности

5.1 Анализ производственных опасностей и вредностей

5.2 Мероприятия по обеспечению безопасных и безвредных условий труда

5.3 Расчет параметров установки пожаротушения. Общая характеристика принятой установки пенного тушения.

6 Оценка экономической эффективности от замены анализатора температуры точки росы в ЦОГ

6.1 Характеристика ООО «Газпром добыча Ямбург»

6.2 Основные источники экономической эффективности проекта

6.3 Методика расчета экономической эффективности проекта

6.4 Расчет экономической эффективности проекта

Заключение

Список использованных источников

Приложение А. Перечень демонстрационных листов

 

5

7

9

9

10

13

15

16

22

22

22

23

23

26

26

28

33

44

53

58

58

75

79

84

84

87

93

96

96

97

98

102

110

111

113

ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

УКПГ - установка комплексной подготовки газа;

ЗПА - здание переключающей арматуры;

ЦОГ - цех осушки газа;

ДЭГ (ТЭГ) - диэтиленгликоль (триэтиленгликоль);

РДЭГ - регенерировнный диэтиленгликоль

НДЭГ – насыщенный диэтиленгликоль

АВО - аппараты воздушного охлаждения;

УГНТУ - Уфимский Государственный Нефтяной Технический Университет;

МПК - международная патентная классификация;

САУ - система автоматического управления;

ТСА – технические средства автоматизации;

АСУТП- автоматизированная система управления технологическим процессом;

ТМ КГС – телемеханика кустов газовых скважин;

ПУЭ – правила устройства электроустановок;

ПТЭЭП – правила технической эксплуатации электроустановок потребителей;

ПП – первичный преобразователь;

ИП – измерительный преобразователь;

РСУ - распределенная система управления;

ОПС - оперативная производственная служба;

ТТР – температура точки росы;

СПАЗ - система противоаварийной защиты;

НКПРП - нижний концентрационный предел распространения пламени;

ДПИ - датчик первичной информации;

БО - блок обработки;

БП - блок питания;

ПТР – преобразователь точки росы;

ЦУБ – центральный управляющий блок;

ИБ – интерфейсный блок;

ЧДД - чистый дисконтный доход;

ИД - индекс доходности;

ВНД - Внутренней нормой доходности;

ПНР - пуско-наладочные работы;

СМР - строительно-монтажные работы

ВВЕДЕНИЕ

Внедрение автоматизации становится неотъемлемой частью любых технологических процессов, которые в свою очередь становятся все более опасными и непредсказуемыми. Для исключения этих факторов и внедряются системы автоматизации, позволяющие управлять процессами на расстоянии и влиять на технологический процесс управляющими воздействиями с наибольшей точностью и меньшими технико-экономическими затратами.

В данном дипломном проекте рассмотрен цех осушки газа УКПГ-1С Заполярного газоконденсатного месторождения ООО «Газпром добыча Ямбург», обеспечивающий подготовку товарного газа с определенными показателями качества для дальнейшего его транспорта потребителю.

Целью дипломного проекта является автоматизация цеха осушки газа.

Задачами дипломного проекта являются:

- изучение технологии осушки и очистки природного газа;

- модернизация существующей системы автоматизации цеха осушки газа;

- разработка алгоритма автоматического регулирования подачи ДЭГ в абсорберы ЦОГ.

Актуальность автоматизации цеха осушки газа обусловлена необходимостью контроля за качеством осушенного газа, в том числе поддержанию необходимой температуры точки росы, во избежание последующего гидратообразования.

Таким образом, автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУТП) определяет согласованную работу оборудования в жестких условиях непрерывного производства, гарантирует полную информативность обслуживающего персонала и диспетчерских пунктов, отличается высокой оперативностью, что говорит о повышении уровня безопасности эксплуатации и возрастании надежности технологического оборудования.

При работе был использован технологический регламент эксплуатации установки комплексной подготовки газа УКПГ-1С Заполярного газонефтеконденсатного месторождения.

  1.  Цех осушки газа УКПГ-1С

1.1 Назначение цеха осушки газа

Установка предназначена для подготовки газа сеноманской залежи к дальнему трубопроводному транспорту. Генеральный проектировщик УКПГ-1С - ОАО «ВНИПИгаздобыча». Эксплуатацию УКПГ-1С осуществляет Заполярное НГДУ ООО «Ямбурггаздобыча».

Природный газ находится в условиях полного насыщения влагой (относительная влажность - 100%), и при снижении температуры возможно гидратообразование, и как следствие закупорка трубопровода. Образование гидратных пробок в трубопроводах газоконденсатных месторождений Крайнего Севера считается весьма серьезной аварией, ликвидация которой является чрезвычайно дорогим мероприятием. Стоимость ликвидации только одной крупной гидратной пробки даже в месте, доступном для передвижения транспортных средств, может составить несколько десятков тысяч долларов [1]. Цех осушки газа предназначен для очистки и осушки газа, что позволяет исключить гидратообразование и нарушение режима работы магистрального трубопровода. Качественным показателем товарного продукта – осушенного газа является его влагосодержание, которое измеряется по точке росы в градусах Цельсия. Этот показатель влияет на процесс перекачки газа и доставку его конечному потребителю, особенно это актуально в холодное время года, в связи с довольно низкими температурами окружающей среды.

Таким образом, при понижении влагосодержания газа уменьшаются затраты на его перекачку и транспортировку по магистральному трубопроводу, а так же увеличивается его качественные показатели как товарного продукта, что повышает экономическую эффективность работы установки комплексной подготовки газа.

1.2 Характеристика производства

УКПГ имеет в своем составе два параллельных технологических модуля, в которых производится подготовка природного газа к транспорту. В каждый технологический модуль входят:

- здание переключающей арматуры (ЗПА);

- цех осушки газа (ЦОГ);

- цех регенерации диэтиленгликоля (ДЭГ);

- здание огневых регенераторов ДЭГ.

Общими для всей УКПГ являются: служебно-эксплуатационный блок с операторной и узлом связи, цех регенерации метанола, здание огневых регенераторов метанола, технологическая насосная, площадка аппаратов воздушного охлаждения (АВО) газа, установка сбросов на свечу, свеча, газосборная сеть, узел подключения к магистральному газопроводу, и технологические объекты вспомогательного назначения.

Сырой газ по шлейфам с давлением от 9,74 до 7,8 МПа и температурой от 9,1 до 8,7 °С поступает во входные нитки ЗПА. Входные нитки ЗПА обеспечивают подачу газа из шлейфов на переработку или прекращение этой подачи, продувку и сброс газа из шлейфов на свечу, контроль и редуцирование давления газа. Сырой газ из входных ниток поступает в выходной коллектор, расположенный за пределами ЗПА. Из каждого выходного коллектора газ распределяется в 6 газопроводов  и поступает к 6 однотипным технологическим линиям ЦОГ с фактической производительностью 11,0-11,5 млн. м3/сут каждая. Из ЦОГ газ отводится на площадку охлаждения газа и поступает в магистральный трубопровод.

В результате осушки газа точка росы паров воды должна быть снижена до уровня ниже минимальной температуры при транспортировании газа. Жидкие сорбенты, применяемые для осушки природных и нефтяных газов, должны иметь высокую растворимость в воде, низкую стоимость, хорошую антикоррозионность, стабильность по отношению к газовым компонентам при регенерации, простоту регенерации, малую вязкость и т.д. Большинству этих требований наилучшим образом отвечают ДЭГ и триэтиленгликоль (ТЭГ). Этиленгликоль — простейший   двухатомный  спирт, используется в основном как ингибитор, не применяется для осушки. Как показали эксперименты в лабораторных и промышленных условиях, максимальное понижение точки росы газа при осушке ДЭГ обычно не  превышает  30—35 °С, что довольно часто оказывается недостаточным. В связи с разработкой более глубоких газовых месторождений, температура газа которых значительная и в летнее время почти не понижается в коммуникациях до газоосушительных установок, потребовался более сильный влагопоглотитель. ТЭГ получают соединением трех молекул гликоля с образованием воды. Гликоли хорошо отбирают влагу из газов в большом интервале температур. При сравнении ДЭГ и ТЭГ необходимо  иметь в виду, что ДЭГ более дешевый. Однако при использовании ТЭГ можно получить большее снижение  точки росы газа (на 45—50°С). Потери ТЭГ при регенерации значительно меньше, чем потери ДЭГ вследствие более низкой упругости паров. На ЦОГ в качестве сорбента используется водный раствор ДЭГ высокой концентрации. Насыщенный ДЭГ через насос поступает на установку регенерации, на которой может регенерироваться до массовой доли 98-99%.

при транспортировке газа по шлейфам - коллекторам (от кустов до УКПГ) происходит его охлаждение за счет теплообмена с окружающей средой, а также за счет незначительного дpосселиpования, связанного с потерями давления на трение. Природный газ находится в условиях полного насыщения влагой, поэтому при снижении температуры возможно гидратообразование. Для предотвращения гидратообразования и ликвидации образовавшихся кристаллогидратов  предусмотрена централизованная подача в шлейфы - коллекторы ингибитора гидратообразования - метанола. Отработанный раствор метанола поступает на установку регенерации метанола.

Схема объектов УКПГ изображена на рисунке 1.1.


Рисунок 1.1 - Схема расположения объектов УКПГ


1.3 Характеристики исходных, товарных и вспомогательных продуктов

Исходным сырьем является газ сеноманской газоносной толщи. Характеристика сырого газа, поступающего на установку осушки газа, приведена далее: CH4 – 98.43% об., C2H6 – 0.11% об., C3H8 – 0.02% об., N2 – 1.1% об., CO2 – 0.35% об.

Получаемая на промысле товарная продукция - очищенный от механических примесей и капельной жидкости природный газ, имеющий следующие основные физико-химические и технические свойства:

- газ без цвета, запаха  и вкуса;

- температура кипения -161,6 С;

- температура самовоспламенения 537 С;

- величина предельно-допустимой концентрации (ПДК) в производственном помещении 300 мг/м3;

- пределы взрываемости в смеси с воздухом: нижний – 4.5% об., верхний – 15% об.

Товарный газ должен соответствовать требованиям ОСТ 51.40-93 «Газы горючие природные, подаваемые в магистральные газопроводы. Технические условия», изложенным в таблице 1.1.

Таблица 1.1 – Требования к осушенному газу

Показатель

Значение показателей

с 01.V по 30.IX

c 01.X по 30.IV

Точка росы газа по влаге, °С, не выше

-10

-20

Точка росы газа по углеводородам, °С, не выше

-5

-10

Масса сероводорода, кг/м3,   не более

7

Масса меркаптановой серы, кг/м3, не более

16

Объемная доля кислорода, %, не более

1,0

Теплота сгорания низшая, при 20 °С и 101,325 кПа, МДж/м3, не менее

32,5

Пределы взрываемости в смеси с воздухом:

низший, %

высший, %

4,9

16,0

В цехе осушки газа в абсорерах в качестве абсорбента применен раствор ДЭГ высокой концентрации. Характеристика ДЭГ приведена в таблице 1.2.

Таблица 1.2 - Характеристика ДЭГ

Параметр

Величина

Плотность при 20 °С, кг/м3

1118

Температура кипения при 760 мм рт. ст., °С

245

Температура плавления, °С

- 8

Температура вспышки в закрытом тигле, °С

124

Температура воспламенения на воздухе, °С

350,5

Температура начала разложения, °С

164,5

Содержание:

основного вещества, % масс., не менее

влаги, % масс., не более

этиленгликоля, % масс., не более

96,5 - 98,7

0,1 - 0,4

0,2 - 0,8

Число омыления на КОН, не более

0,1 - 0,4

Цветность по платинокобальтовой шкале, не более

15

Вязкость при 20°С, Па·с

0,145

Гарантийный срок хранения, мес.

6

Для борьбы  с гидратами в  качестве ингибитора гидратообразования применяется метанол. Характеристика 100%-го метанола приведена в таблице 1.3.

Таблица 1.3 - Характеристика метанола

Параметр

Величина

Плотность при 20С, г/см3

0,792

Температура кипения, С

64,509

Температура плавления, С

- 97,88

Температура вспышки, С

8

Температура самовоспламенения, С

464

Вязкость при 20С, Па·с

0,817

1.4 Характеристика процесса осушки газа

Основными аппаратами абсорбционного процесса осушки газа являются абсорберы, в которых газ контактирует с абсорбентом, причем этот процесс осуществляется в ступенчатых (тарельчатых) колоннах. Механизм работы колонны с тарелками заключается в том, что каждая тарелка действует как самостоятельная ступень контакта для встречающихся и перемешивающихся паровых и жидких потоков, причем контактирующие фазы стремятся к равновесию. Основные недостатки таких абсорберов – сложность конструкции и высокое гидравлическое сопротивление.

Применение насадок в абсорберах решает эти проблемы. Основными конструктивными характеристиками насадки являются ее удельная поверхность и свободный объем. Конструкции насадок, применяемых в промышленных аппаратах нефтегазопереработки и нефтехимии можно разделить на две группы: нерегулярные (насыпные) и регулярные насадки [1]. Основной недостаток нерегулярных (насыпных) насадок, ограничивающий их применение в крупнотоннажных производствах, — неравномерность распределения контактирующих потоков по сечению аппарата. Регулярные насадки, изготавливаемые из сетки, перфорированного металлического листа, многослойных сеток и т. д., обеспечивают более однородное, по сравнению с традиционными насадками из колец и седел, распределение жидкости и пара (газа) в колоннах. Кроме того, они обладают исключительно важным достоинством, таким как низкое гидравлическое сопротивление — в пределе до 130 Па на 1 теоретическую тарелку. По этому показателю они значительно превосходят любой из известных типов тарельчатых контактных устройств.

В нашем случае в качестве насадки в абсорбере применяется регулярная насадка фирмы Sulzer Chemtech модели Mellapak 250Y, представляющая собой пакет гофрированных листов выполненных под фиксированной к вертикальной оси углом в 300.

Применение регулярных насадок позволило обеспечить равномерное распределение потоков газа и абсорбента по поперечному сечению аппарата, непрерывное обновление контакта фаз, исключение прохождения газа без его контакта с поглотителем. Благодаря высокой массообменной эффективности и высокой производительности значительно снизились потери дорогостоящего абсорбента и расходы на осушку газа.

Основные факторы, влияющие на процесс осушки:

- температура процесса осушки. Увеличение температуры процесса способствует, при прочих равных условиях, повышению точки росы осушенного газа. Осушка газа гликолями проводится обычно при температуре 25-40 °С;

- давление процесса осушки. Чем выше давление газа, подвергающегося осушке, тем меньше он содержит водяных паров, и, следовательно, тем меньше потребуется циркулирующего раствора для его осушки до заданной точки росы;

- число тарелок в абсорбере. Эффективность осушки газа повышается с увеличением числа тарелок в абсорбере. Необходимый для осушки газа контакт между раствором жидкого поглотителя и осушаемым газом достигается при 10-16 тарелках в абсорбере, КПД тарелок обычно составляет 0,5-0,8;

- количество циркулирующего раствора гликолей. Чем большее количество циркулирующего раствора тем меньше требуется тарелок для снижения точки росы до заданного значения. При одном и том же числе тарелок с увеличением количество абсорбента достигается более высокая степень осушки [2].

1.5 Описание технологического процесса цеха осушки газа

В цехах осушки установлено по 6 идентичных технологических линий производительностью 10 млн. м3/сут каждая.

Каждая линия содержит в своем составе:

- блок газосепаратора с промывочной секцией;

- блок абсорбера;

- арматурный блок абсорбера.

На линии входа газа в блок газосепаратора установлен кран проходной пневмоприводной Крп1 с байпасной линией, имеющей ручную задвижку, предназначенную для плавного набора давления в аппарате во время пуска установки.

Блок сепаратора представляет собой вертикальный аппарат диаметром 1800 мм и высотой 9980 мм. Нижняя, кубовая часть аппарата используется как ёмкость для сбора отсепарированной жидкости.

В средней и верхней частях аппарата размещены 4 тарелки. Первая над кубовой частью - сепарационная, предназначена для отделения от газа жидкой фазы. На ней установлено 112 центробежных сепарирующих элементов.

В середине аппарата две массообменные тарелки, содержащие по 190 массообменных элементов. На этих тарелках осуществляется отмывка газа рефлюксной водой от солей и механических примесей. Рефлюксная вода подается на верхнюю массообменную тарелку из емкости в здании установки регенерации ДЭГ насосами.

Верхняя тарелка предназначена для улавливания из потока газа капельной жидкости, она также оснащена 112 сепарирующими элементами.

Блок сепаратора кроме трубопроводов подвода и отвода газа обвязан следующими коммуникационными линиями:

- линия подвода рефлюкса на верхнюю массообменную тарелку;

- линии отвода из кубовой части промывочной и отсепарированной жидкости;

- дренажные линии, имеющие по одной задвижке.

На линии подвода рефлюкса установлены:

- клапан пневмоприводной, регулирующий Клр1, осуществляющий поддержание заданного количества подаваемой жидкости;

- вентили с ручным приводом на входе - выходе регулирующего клапана;

- байпасная линия с вентилями запорным  и регулирующим;

-клапан обратный подъемный и последняя задвижка с ручным приводом.

На линии отвода промывочной и отсепарированной жидкости установлены:

- задвижки с ручным приводом;

- фильтр с дренажной задвижкой;

- клапан запорный Клз1, осуществляющий блокировку отвода жидкости из отсека накопления по нижнему предельному уровню;

- клапан регулирующий Клр2, осуществляющий поддержание заданного уровня в отсеке накопления отсепарированной жидкости;

- байпасная линия с задвижкой;

- два вентиля угловых, запорно-регулирующих на выходе линии. Вентилями устанавливается допустимый перепад давления на регулирующем клапане.

Газ, очищенный от пластовой воды, мехпримесей и солей, отводится с верха блока газосепаратора по трубопроводу  и подается в блок абсорбера. Блок абсорбера представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат диаметром 1800 мм и высотой 12200 мм. Аппарат состоит из трех функциональных секций:

- нижняя, кубовая - используется как емкость для сбора жидкости;

- средняя - массообменная;

- верхняя - каплеотбойная.

Газ поступает в нижнюю часть блока абсорбера, поднимается в среднюю его часть, где на массообменных насадках «SULZER» происходит осушка газа за счет контакта с высококонцентрированным (регенерированным) РДЭГ. РДЭГ подаётся в абсорбер насосами блока  установки регенерации на верхнюю и на среднюю часть насадочной массообменной секции. Удельная подача гликоля составляет приблизительно 2,0 - 2,5 кг/1000 м3 на каждую технологическую нитку.

После этого газ поступает в верхнюю - каплеотбойную секцию, предназначенную для предотвращения уноса ДЭГ с газом. Секция оборудована сепарационными ступенями с насадками «SULZER» и фильтр - коагулирующими насадками.

Осушенный газ отводится с верха абсорбера по трубопроводу и далее через клапан регулирующий Клр3 и кран пневмоприводной Крп2 подается в коллектор диаметром 1000 мм осушенного газа. Пневмоприводной кран Крп2 оснащен байпасной линией с задвижкой. Из коллектора газ поступает в пункт хозрасчетного замера.

Регулирование подачи и отвода абсорбента, а также отвод отделенной в абсорбере жидкости должно осуществляется с помощью коммуникационных технологических линий блока арматурного абсорбера.

Блок содержит следующие технологические линии:

- линию подвода РДЭГ в абсорбер;

- линию отвода НДЭГ из абсорбера.

На линии подвода РДЭГ установлены:

- клапан регулирующий Клр4, поддерживающий заданное количество подаваемого РДЭГ;

- задвижки с ручным приводом на входе и выходе линии;

- байпасная линия с задвижкой.

Между задвижками арматурного блока и абсорбером на линиях ввода РДЭГ установлены клапаны обратные;

На линии отвода НДЭГ установлены:

- задвижки с ручным приводом на входе и выходе линии;

- клапан запорный Клз2, осуществляющий блокировку отвода НДЭГ по нижнему предельному уровню в кубовой части абсорбера;

- клапан регулирующий Клр5, поддерживающий заданный уровень НДЭГ в кубовой части абсорбера;

- байпасная линия с задвижкой;

-сужающее устройство (диафрагма) и вентиль запорно-регулирующий угловой на выходе линии, обеспечивающие перепад давления на регулирующем клапане, не превышающий допустимый (2,5 МПа).

На линии отвода НДЭГ, на выходе из блока арматурного предусмотрена отключающая задвижка с ручным приводом.

Осушенный газ из ЦОГ сначала поступает на замер по коллектору в пункт хозрасчетного замера, содержащего три замерные нитки. После замера газ из ниток собирается в коллектор и поступает от пункта на площадку аппаратов воздушного охлаждения и далее, через охранный кран в магистральный газопровод.

Как мы видим, технологией предусмотрены регулирующие и запорные клапаны, проходные краны и факельные задвижки. Наша задача - с помощью средств автоматизации и контрольно-измерительных приборов обеспечить функции измерения, регулирования, аварийной сигнализации, дистанционного управления, сигнализации состояния и противоаварийной защиты оборудования цеха.

Рассмотрим нормы рабочих параметров (таблица 1.4) технологических процессов, соответствующие рабочим характеристикам участвующего в процессах оборудования, установленным техническими паспортами, инструкциями по эксплуатации или техническими условиями поставщиков этого оборудования.

Таблица 1.4 - Режимные параметры аппаратов осушки газа

Наименование
аппарата, операции

Величина

Температура,С

Давление,
МПа

Блок сепаратора

Расход газа, тыс. ст. м3

420

2.5

8

Ввод жидкости промывочной, кг/ч

257

40

8.1

Вывод жидкости, кг/ч, не более

511

-

0.6

Уровень воды в аппарате, %

55

-

-

Блок абсорбера

Расход осушенного газа, тыс. ст. м3

420

2.5

7.9

Ввод РДЭГ, кг/ч

1650

30

8.1

Вывод НДЭГ, кг/ч

1750

10

0.6

В целях обеспечения соответствующей кондиции товарного газа необходимо вести контроль основных показателей технологического процесса обработки газа. В таблице 1.5 представлены основные показатели технологического процесса и методы их контроля.

Таблица 1.5 - Параметры автоматического контроля технологического процесса

Показатель

Величина

Метод контроля

Аппарат блока сепаратора

Давление, МПа

8

Манометрический

Температура,С

-2…2,5

Контактный

Р на аппарате, МПа, не менее

0,02

Манометрический

Уровень в кубе, %

55

По шкале прибора

Входа промывочной жидкости

Расход, кг/ч

243…314

По шкале прибора

Выход жидкости

Давление, МПа, не менее

2,5

Манометрический

Блока абсорбера

Давление, МПа

8

Манометрический

Температура,С

-2…2,5

Контактный

Р на аппарате, МПа, не более

0,06

Манометрический

Уровень в кубе, %

55

По шкале прибора

Выхода сухого газа из абсорбера

Расход, тыс. ст. м3

420…446

По шкале прибора

Давление, МПа

7,9

Манометрический

Температура,С

-2…2,5

Контактный

ТТР в зимний период, С

-20

По шкале прибора

ТТР в летний период, С

-10

По шкале прибора

Блок арматурный абсорбера (линия входа РДЭГ)

Расход,  кг/ч

1430…1650

По шкале прибора

Температура,С

30

Контактный

Блок арматурный абсорбера (линия выхода НДЭГ)

Давление, МПа

0,6

Манометрический

Температура,С

10

Контактный

2 Патентная проработка

2.1 Направление  поиска

В дипломном проекте рассматриваются вопросы автоматизации цеха осушки газа УКПГ-1С. Одна из основных задач при автоматизации – контроль содержания водяных паров в газе. На данный момент в ЦОГ установлены преобразователи точки росы «КОНГ-Прима-2», поэтому при проведении патентного поиска особое внимание было уделено способам определения влажности  газа и устройствам для их осуществления.

2.2 Регламент патентного поиска

Патентный поиск проводился с использованием фондов УГНТУ по источникам патентной документации Российской Федерации. По зарубежным фондам поиск не проводился по причине их отсутствия.

Глубина поиска пять лет (2007 -2011 гг.). Поиск проводился по индексам международной патентной классификации (МПК) G01N25/66:  «Исследование или анализ материалов с помощью тепловых средств путем определения влагосодержания путем определения точки росы», G01N27/12: «Исследование или анализ материалов измерением активного сопротивления твердого тела в зависимости от абсорбции текучей среды, твердого тела». При этом использовались следующие источники патентной информации:

- полные описания к патентам Российской Федерации;

- документы справочно-поискового аппарата;

- официальный бюллетень Российского агентства по патентам и товарным знакам «Изобретения. Полезные модели».

2.3 Результаты поиска

Результаты поиска приведены в таблице 2.1

Таблица 2.1 – Результаты патентного поиска

Страна

Индекс

МПК

Номера

просмотренных

патентов

Выявленные аналоги

Россия

G01N25/66

G01N27/12

2361196- 2408874

2442148

2361196 Способ определения влажности природного газа после гликолевой осушки

№ 2408874 Низкотемпературный гигрометр

№ 2442148 Способ преобразования влажности газов в электрическое напряжение (ток) и устройство для его осуществления

2.4 Анализ результатов поиска

Рассмотрим более подробно аналоги, перечисленные в таблице 2.1.

Сущность способа (патент 2361196) заключается в том, что газ пропускают над охлаждаемой поверхностью металлического зеркала и определяют значение температуры точки росы (ТТР). Газ при рабочем давлении подают в замкнутый объем, с помощью зеркала охлаждают весь газ до температуры, заведомо ниже ТТР. Устанавливают термогигрометрическое равновесие между выпавшим конденсатом и окружающим газом и измеряют массу выпавшей на зеркало воды. Находят абсолютное, приведенное к нормальным условиям влагосодержание, соответствующее насыщенному газу при температуре зеркала, по известным таблицам или графикам, связывающим влагосодержание газа с температурой точки росы при рабочем давлении. Рассчитывают полное приведенное влагосодержание исходного природного газа по установленному математическому соотношению, затем по тем же таблицам или графикам находят ТТР. 

Низкотемпературный гигрометр (патент № 2408874), содержит генератор света для формирования светового потока и два зеркала. Причем одно зеркало оборудовано системой охлаждения с термометром для охлаждения его поверхности в процессе определения значения точки росы. Температура другого зеркала поддерживается стабильной и равной температуре слоев, окружающих его, атмосферы. В качестве генератора света применяют полупроводниковый лазер или лазерный диод, или светодиод, или люминесцентный диод, формирующий световой поток. На пути генератора света расположена плосковыпуклая линза. Световой поток после линзы взаимодействует с делителем с возможностью расщепления на два луча равной интенсивности. Лучи направляют через плосковыпуклые и стержневые линзы на соответствующие зеркала. На пути отраженных от поверхности зеркал световых потоков установлены последовательно плосковыпуклые линзы и фотодетекторы. Фотодетекторы вырабатывают сигналы, пропорциональные интенсивности световых потоков. Указанные фотодетекторы своими выходами связаны с соответствующими двумя входами блока обработки информации. Третий вход блока обработки информации подсоединен к выходу полупроводникового термометра. Выходы упомянутого блока подключены к информационному табло и к системе охлаждения. При этом световой поток на своем пути от генератора света до фотодетекторов заключен в световоды. Суть принципа действия прибора заключается в следующем. В исходный момент времени температуры зеркал и слоев атмосферы, окружающих прибор, равны между собой. Когда же прибор начнет работать, благодаря действию элемента Пельтье, температура первого зеркала начнет плавно понижаться и достигнет значения ТР, на его поверхности появляются капли росы, которые частично поглощают, а частично рассеивают энергию светового потока, падающего на поверхность этого зеркала. В результате чего интенсивность света, попадающего на вход одного фотодетектора, оказывается меньше, чем интенсивность света, попадающего на вход другого фотодетектора. Вследствие этого на дисплее блока возникает яркостная метка, выделяющая значение температуры, высвечиваемое на дисплее в тот же момент времени. Метка указывает на то, что температура первого зеркала, в данный момент времени, равна значению ТР окружающей прибор атмосферы.

Устройство для преобразования влажности газа (патент № 2442148) согласно изобретению содержит электродную пару из двух электродов, внутренний зазор между которыми заполнен непористым диэлектриком, а вся внешняя поверхность структуры покрыта влагочувствительным слоем, при этом электроды изготовлены из металлов с различными собственными потенциалами.

Технический результат, получаемый при реализации предложенного изобретения, состоит в том, что процесс электролитической диссоциации между электродами формируют путем выбора характеристик электродов с различными собственными потенциалами и, при подключении нагрузки, преобразуют э.д.с. в другую электрическую величину (напряжение/ток), в результате чего изменение влажности окружающей среды преобразуется непосредственно в напряжение (ток) без дополнительных преобразующих устройств.

Таким образом, проведенный патентный поиск подтвердил целесообразность применения анализаторов температуры точки росы основанных на конденсационном и диэлькометрическом способах измерения.

3 Автоматизация цеха осушки газа УКПГ-1С

3.1 Структура АСУ ТП ЦОГ

АСУ ТП УКПГ-1С предназначена для управления в реальном масштабе времени технологическим процессом комплексной подготовки газа, для обеспечения бесперебойной подачи запланированных объемов товарного газа требуемого качества с наименьшими эксплуатационными затратами.

Система обеспечивает:

- централизованный контроль состояния объектов;

- оперативное планирование работы УКПГ;

- ведение технологической базы данных;

- защита информации от несанкционированного доступа;

- сигнализацию отклонения технологических параметров от регламентных норм;

- дистанционное управление работой объектов автоматизации;

- регулирование параметров процесса по стандартным законам.

САУ технологическими процессами осушки газа строится на базе программно-технических средств системы I/A Series фирмы Foxboro. Данная архитектура I/A Series от Foxboro основана на концепции узла (Node), который являлся базовым элементом построения систем управления технологическими процессами. Узел представляет собой промышленный шкаф с набором модулей, объединенных между собой посредством шины Nodebus, и соединенных с рабочими станциями (операторскими и инженерными) и полевыми устройствами. В соответствии с этой архитектурой каждый узел системы работает независимо и выполняет все функции, связанные с автоматизацией процесса. Он может быть связан с другими узлами Foxboro или устройствами других фирм через совместимые сети.

Топология САУ технологическими процессами осушки газа приведена на рисунке 3.1.


Рисунок 3.1 – Структурная схема АСУ ТП цеха осушки газа УКПГ-1С


3.2 Описание функциональной схемы автоматизации

Автоматика, средства контроля и управления по цеху осушки газа выполняют следующие функции (рисунок 3.2):

- дистанционное управление пневмоприводным краном Крп1 в обвязке технологических линий;

- дистанционное управление электроприводными задвижками 3ф1 и 3ф2 на линии сброса газа на свечу;

- измерение и аварийная сигнализация давления газа на входе в сепараторы датчиком перепада давления, поз. 1;

- местное измерение давления и температуры в сепараторах и абсорберах;

- автоматическое регулирование количества подаваемой промывочной жидкости на верхнюю массобменную тарелку сепаратора пневмоприводным регулирующим клапаном Клр1 по сигналу расходомера, поз. 12-1;

- измерение и регистрация количества подаваемой промывочной жидкости расходомером, поз. 12-1;

- автоматическое регулирование уровня жидкости в кубовой части сепаратора пневмоприводным регулирующим клапаном Клр2 по датчику уровня, поз. 3-1;

- аварийная сигнализация и автоматическая блокировка отвода жидкости из кубовой части сепаратора запорным клапаном Клз1 при минимальном уровне по сигналу датчика уровня, поз. 4-1;

- измерение и регистрация уровня жидкости в кубовой части сепаратора по датчику уровня, поз. 3-1;

- автоматическое регулирование количества подаваемого в абсорбер абсорбента регулирующим клапаном Клр 4 по сигналу расходомера, поз. 19-1 с коррекцией по команде влагомера, поз. 26-1;

- автоматическое регулирование уровня НДЭГа в кубовой части абсорбера регулирующим клапаном Клр5 по датчику уровня, поз. 15-1;

- аварийная сигнализация и автоматическая блокировка отвода НДЭГа из кубовой части абсорбера запорным клапаном Клз2 при минимальном уровне по сигналу датчика, поз. 16-1;

- измерение и регистрация уровня НДЭГа в кубовой части сепаратора по датчику уровня, поз. 3-1;

- автоматическое регулирование поддержание заданного расхода осушенного газа на выходе из абсорбера запорным клапаном Клр3 по сигналу расходомера, поз. 20-1 с коррекцией по давлению от датчика, поз. 21;

- измерение и регистрация расхода осушенного газа на выходе из абсорбера расходомером, поз. 20-1;

- измерение и регистрация влажности осушенного газа после абсорбера влагомером, поз. 26-1;

- измерение и регистрация давления осушенного газа в коллекторе и автоматическое закрытие крана Крп1 в обвязке технологической линии при аварийном падении давления газа в коллекторе от датчиков давления, поз. 23 и 24 и электроконтактного манометра, поз. 25.

В таблице 3.1 приведен перечень КИП и технических средств автоматизации (ТСА).

Таблица 3.1 – Перечень КИП и ТСА

Позиция

Наименование

Коли-чество

Примечание

1, 21,

23, 24

Преобразователь избыточного давления Метран 43-ДИ-Ех

4

1ExibIIAT6X

2, 17

Преобразователь перепада давления Метран 43-ДД-Ех

2

1ExbIICT5X

3-1, 4-1,

15-1, 16-1

Уровнемер Сапфир 22 ДУ-Ех

4

0ExiaIICT6X

3-2, 4-2,

15-2, 16-2

Индикатор МИДА-ИЦ-201-Ех

4

1ExiaIICT5X

3-3, 12-2, 15-3, 19-3, 20-3

Преобразователь электрического сигнала в пневматический ЭП-3324-ЩМ8

5

0ExiaIICT6

3-4, 12-3, 15-4, 19-4, 20-4

Пневмопривод ПОУ-8

5

1ExdIICT5

4-3, 16-3

Переключатель сигнальный клапана КСП-8

2

1ExdIIBT4X

5, 6, 7,

8, 14, 18

Манометр показывающий МП4-УУ

6

1ExdIIBT5X

9, 10, 11

Термометр конденсационный показывающий ТКП-100М1

3

ExiaIICT6X

12-1

Счетчик ультразвуковой «Взлет РС»

1

0ExiaIIBT6X

13

Термопреобразователь сопротивления ТСМУ-205-Ех

1

1ExiaIICT6X

19-1

Измеритель расхода ЗАО «Фоксборо Технолоджис» первичный CFS10

1

1ExiaIICT5X

19-2

Измеритель расхода ЗАО «Фоксборо Технолоджис» вторичный CFT15

1

1ExiaIICT5X

20-1

Расходомер ультразвуковой «Гиперфлоу-УС»

1

1ExibIIAT6X

20-6

Термопреобразователь сопротивления ТСМУ 2005 CrI Eх

1

Невзрывоза-щищен

22, 25

Манометр электроконтактный ДМ2005 CrI Eх

2

1ExdIIBT4

26

Преобразователь точки росы типа КОНГ-ПРИМА-2

1

1ExsdIIAT3

27

Комплекс контроля загазованности Det-tronics

1

1ExsdIIAT3

28

Пускатель электромагнитный

2

0ExiaIICT6

Условия срабатывания системы ПАЗ и ее действия представлены в таблице 3.2.

Таблица 3.2 Действие системы ПАЗ

№ позиции защиты

Условие срабатывания

Действие защиты

1

Загазованность цеха осушки газа 10-20% НКПРП

1) Закрытие входного крана Крп1

2) Включение аварийной вентиляции

2

Превышение аварийной уставки уровня жидкости в сепараторе

Автоматическая отсечка запорного клапана Клз1

3

Достижение минимального уровня в абсорбере Lmin = 150 мм

Автоматическая отсечка запорного клапана Клз2

4

Превышение аварийной уставки давления на линии выхода газа из абсорбера Pmax = 8,8 МПа, Pmin = 7,0 МПа

1) Закрытие входного крана Крп1

2) Открытие задвижки 3ф1 на аварийной нитке

3.3 Описание технических средств автоматизации ЦОГ

3.3.1 Датчики давления Метран-43.

Датчики давления Метран-43 предназначены для работы в системах автоматического контроля, регулирования и управления технологическими процессами и обеспечивают непрерывное преобразование значения измеряемого параметра - давления избыточного, разрежения, давления-разрежения, разности давлений, гидростатического (уровня) в стандартный токовый выходной сигнал дистанционной передачи. Взрывозащищенные датчики Метран-43-Ех  имеют маркировку по взрывозащите 1ExiallCT5X или 1ExibllCT5X в зависимости от комплектности, соответствуют требованиям ГОСТ 22782.0, ГОСТ 22782.5 и предназначены для установки во взрывоопасных зонах помещений и наружных установок согласно главе 7.3. ПУЭ и другим нормативным документам, регламентирующим применение электрооборудования во взрывоопасных условиях [3].

3.3.1.1 Устройство и работа датчика Метран-43-Ех-ДИ. Датчик (рисунок 3.3) состоит из преобразователя давления (измерительный блок) и электронного преобразователя. Различные модели имеют унифицированный электронный преобразователь и отличаются лишь конструкцией измерительного блока. В качестве чувствительного элемента в датчиках используются используются тензопреобразователи.

Измеряемый параметр воздействует на мембрану измерительного блока и линейно преобразуется в деформацию чувствительного элемента, вызывая при этом изменение электрического сопротивления тензорезисторов тензопреобразователя, размещенного в измерительном блоке. Электронный преобразователь датчика преобразует это изменение сопротивления в токовый выходной сигнал.

Чувствительным элементом тензопреобразователя является пластина монокристаллического сапфира с кремниевыми пленочными тензорезисторами, прочно соединенная с металлической мембраной тензопреобразователя. 

1 – корпус; 2 – тензопреобразователь; 3 – разделительная мембрана, 4 – электронный преобразователь; Р – измеряемое давление

Рисунок 3.3 - Схема датчика Метран-43-Ех-ДИ

3.3.1.2 Устройство и работа датчика Метран-43-Ех-ДД. Измерительный блок преобразователя (рисунок 3.4) состоит из корпуса, в верхней части которого закреплен тензопреобразователь. К нижней части корпуса приварена разделительная мембрана. Внутренняя часть корпуса между мембраной и тензопреобразователем заполнена жидкостью. К верхней части корпуса крепится электронный преобразователь. Измеряемое давление воздействует на разделительную мембрану и вызывает ее прогиб. Давление через жидкость передается на измерительную мембрану тензопреобразователя и вызывает ее деформацию. Электрический сигнал, возникающий от деформации измерительной мембраны, передается на электронный преобразователь 4 и преобразуется в стандартный токовый выходной сигнал. 

1 – фланец; 2 – корпус; 3 – мембрана, 4 – центр, 5 – электронный преобразователь; 6, 7 – камера; 8 – тензопреобразователь, 0 - тяга

Рисунок 3.4 - Схема измерительного блока датчика Метран -43-Ex-ДД

Между фланцем и корпусом крепится мембрана, к которой приваривается жесткий центр. Жесткий центр с помощью тяги соединен с рычагом тензопреобразователя.

При измерении разности давлений положительное давление подается в камеру 6, а отрицательное в камеру 7. Разница давлений, подаваемых в камеры 6 и 7, воздействует на мембрану и переремещает ее. Перемещение мембраны через жесткий центр и тягу передается на рычаг тензопреобразователя. Перемещение рычага вызывает деформацию мембраны тензопреобразователя, на которой расположены тензорезисторы. Деформация мембраны тензопреобразователя вызывает изменение сопротивление тензорезисторов, что приводит к возникновению электрического сигнала. Электрический сигнал измерительного блока поступает для обработки в электронный преобразователь.

3.3.2 Преобразователь измерительный уровня буйковый САПФИР-22ДУ-Ex.

Преобразователи (рисунок 3.5) предназначены для работы в системах автоматического контроля, регулирования и управления технологическими процессами, в том числе, со взрывоопасными условиями производства и обеспечивают непрерывное преобразование значения измеряемого параметра - уровня жидкости или уровня границы раздела жидких фаз как нейтральных, так и агрессивных сред — в стандартный токовый выходной сигнал дистанционной передачи [4].

Преобразователь состоит из измерительного блока (рисунок 3.5) и электронного преобразователя (рисунок 3.6).

1 – буек; 2 – рычаг; 3 – втулка; 4 – мембрана; 5 – гидравлический демпфер; 6 – лента; 7 – тензопреобразователь; 8 – клеммный зажим; 9 – дроссель; 10 – крышка; 11 – основание; 12 – трубчатый корпус; 13 – ограничитель; 14 - колпачок

Рисунок 3.5 - Измерительный блок преобразователя измерительного уровня буйковый САПФИР-22ДУ-Ex

1 – клеммная колодка; 2 – винт; 3 – крышка; 4 – плата; 5 – корпус; 6 – дополнительная крышка; 7 – плата; 8 – винт; 10 – канал, 11 – кабельный вывод; 12 – болт для заземления

Рисунок 3.6 - Электронный преобразователь измерительного уровня САПФИР-22ДУ-Ex

При изменении измеряемого уровня происходит изменение гидростатической выталкивающей силы, воздействующей на чувствительный элемент - буек. Это изменение через рычаг передается на тензопреобразователь, размещенный в измерительном блоке, где линейно преобразуется в изменение электрического сопротивления тензорезисторов. Электронный преобразователь преобразует это изменение сопротивления в токовый выходной сигнал. Гидравлический демпфер, внутренняя полость которого заполнена вязкой жидкостью, сглаживает колебания.

Основные технические характеристики преобразователя представлены в таблице 3.3.

Таблица 3.3 - Технические характеристики преобразователя измерительного уровня буйкового САПФИР-22ДУ-Ex

Параметр

Значение

Погрешность измерений, %

± 0,5; ± 1,0

Выходной сигнал, мА

4-20

Климатическое исполнение, °С

от -20 до +80

Взрывозащита

искробезопасная цепь, маркировка «0ExiaIICT6X»

Температура контролируемой жидкости, °С

-50…+120

Напряжение питания

24 В (питание должно осуществляться от искробезопасных выходов блоков БПС-24, или БПС-90, или ПТС-4, или других аналогичных блоков)

Потребляемая мощность, ВА, не более

1,2

3.3.3 Расходомер ультразвуковой «ГиперФлоу-УС».

Расходомеры ультразвуковые «ГиперФлоу-УС» (рисунок 3.7) предназначены для измерений расхода и объема природного газа и других газовых сред с приведением к стандартным условиям [5].

1 – термопреобразователь сопротивления; 2- блок электронный; 3- датчики пьезоэлектрические; 4 – датчик избыточного давления; 5 – коробка распределительная 6 – сетевой источник питания; 7 – барьер искрозащитный

Рисунок 3.7 - Расходомер ультразвуковой «ГиперФлоу-УС»

По принципу действия расходомер относится к время-импульсным ультразвуковым расходомерам, работа которых основана на измерении разности времен прохождения зондирующих импульсов ультразвуковых колебаний по направлению скорости потока рабочей среды в первичном преобразователе, и против него. Возбуждение и прием зондирующих импульсов производится датчиками пьезоэлектрическими, устанавливаемыми на первичном преобразователе расхода. Попеременная коммутация режимов «прием-передача» пар датчиков обеспечивается блоком электронным.

При движении газа происходит снос ультразвуковой волны, который приводит к изменению времени распространения ультразвукового сигнала между датчиками. Время распространения сигнала по потоку уменьшается, а против него - возрастает.

Измеряемая прибором скорость является средней скоростью потока газа вдоль пути акустического сигнала. Для вычисления значения средней скорости потока через поперечное сечение измерительного участка необходимо знать значение поправочного коэффициента на распределение скоростей.

При этом средняя скорость потока газа через поперечное сечение измерительного участка () может быть вычислена по формуле:

.                                                                                                        (3.1)

Значение Кг является функцией числа Рейнольдса (Re), шероховатости стенок трубопровода, расположения акустического луча и его вида. В случае обработки одного сигнала, когда луч проходит через ось измерительного участка, для полностью развитых равномерных турбулентных потоков, значения Кг аппроксимированы формулой:

.       (3.2)

Реальное значение Кг определяется при поверке и вводится в прибор в виде табличных данных размерностью 1х20.

Объёмный расход в рабочих условиях связан со средней скоростью через поперечное сечение следующим образом:

          (3.3)

где S - площадь поперечного сечения измерительного участка,

  - средняя скорость потока газа через поперечное сечение измерительного участка.

Приведённый к стандартным условиям объёмный расход газа (Q ст), рассчитывается по измеренным значениям объёмного расхода в рабочих условиях и корректируется по давлению и температуре, с учётом коэффициента сжимаемости:

,               (3.4)

где Рр и Тр - измеренные давление и температура при рабочих условиях;

    Рст и Тст - давление и температура при стандартных условиях;

            Ксж - коэффициент сжимаемости газа.

Приведённый объём газа (VH), прошедшего по трубопроводу за определённый период времени () вычисляется по формуле:

,         (3.5)

где VH – приведенный объем газа,

,          (3.6)

 n - количество интервалов дискретизации в течение времени .

Стандартными условиями, к которым приводится измеренный при рабочих условиях объём газа, являются:

  1.  температура 20 оС (293,15 К);
  2.  давление 760 мм. рт. ст. (0,101325 МПа).

3.3.4 Манометр показывающий МП4-УУ.

Данные манометры (рисунок 3.8) предназначены для измерения избыточного и вакуумметрического давления жидких и газообразных сред.

Принцип действия манометра основан на уравновешивании измеряемого давления силой упругой деформации трубчатой пружины  или более чувствительной двухпластинчатой мембраны, один конец которой запаян в держатель, а другой через тягу связан с трубко-секторным механизмом, преобразующим линейное перемещение упругого чувствительного элемента в круговое движение показывающей стрелки.

1 - трубчатая пружина; 2 – держатель; 3 – тяга; 4- зубчатый сектор; 5 – шестерня; 6 – стрелка; 7 – шкала; 8 – штуцер; P –измеряемое давление

Рисунок 3.8 - Манометр с трубчатой пружиной МП4-УУ2

Технические харакетристики манометров МП4-УУ2 приведены в таблице 3.4

Таблица 3.4 - Основные харакетристики манометров технических МП4-УУ2

Параметр

Значение

Диаметр, мм

160

Масса, кг, не более

1,2

Средний срок службы

10 лет

Предел измерений, кгс/см2

0…0,6; 1; 1,6; 2,5; 4; 6; 10; 16; 25; 40; 60; 100; 160; 250; 400

Приборы выдерживают воздействие вибрации:

в диапазоне частот от 5 до 25 Гц с амплитудой до 0,1 мм

Класс точности:

1; 1,5

3.3.5 Термопреобразователь сопротивления ТСМУ-205-Ех.

Термопреобразователи предназначены для измерения температуры твердых, жидких, газообразных и сыпучих веществ. Обеспечивают непрерывное преобразование температуры в унифицированный сигнал постоянного тока    4...20 мА. Предназначены для работы в системах автоматического контроля, регулирования и управления технологическими процессами.

Термопреобразователи ТСМУ-205-Ех выполнены во взрывозащищенном исполнении и имеют маркировку взрывозащиты ExiaIICT6X. Взрывозащищенные термопреобразователи предназначены для применения во взрывоопасных зонах помещений в соответствии с установленной маркировкой взрывозащиты, требованиями гл. 7.3 ПУЭ, гл. 3.4 ПТЭЭП и других нормативных документов, регламентирующих применение оборудования во взрывоопасных зонах, где возможно образование взрывоопасных смесей категории IIC и групп взрывоопасности Т1 - Т6.

Термопреобразователи состоят из первичного преобразователя (ПП) температуры и измерительного преобразователя (ИП) (рисунок 3.9). В качестве первичных преобразователей температуры используются термопреобразователи сопротивления 100П, Pt100, 100М и преобразователи термоэлектрические ХА (К). 

1 – первичный преобразователь (ПП) ; 2- измерительный преобразователь (ИП); L – длина монтажной части ПП; d – диаметр монтажной части ПП

Рисунок 3.9 - Термопреобразователь сопротивления ТСМУ-205-Ех

ИП предназначен для преобразования сигнала от первичного преобразователя в токовый выходной сигнал. ИП содержит компенсатор нелинейности входного сигнала и компенсатор температуры «холодного» спая для ТХАУ.

Под крышкой головки корпуса термопреобразователя на передней панели ИП расположены:

- потенциометр «0» подстройки нуля;

- потенциометр «Д» подстройки диапазона;

- клеммные соединители «+» и «-» для подключения питания 24 В (36 В) и нагрузки и два контактных штыря «R» для подключения первичного преобразователя;

- контактный штырь «земля» для подключения ИП к корпусу металлической головки АГ-10 посредством провода с наконечником.

Технические харакетристики термопреобразователей ТСМУ-205Ех приведены в таблице 3.5.

Таблица 3.5 - Основные харакетристики  термопреобразователей ТСМУ-205Ех  

Параметр

Значение

Диапазон выходного сигнала, мА

4…20

Диапазон преобразования температуры, °С 

-50…50, -50…100, -50…150, -50…180, 0…50, 0…100, 0…150, 0…180, 0…200

Класс точности

0,5

1,428

3.4 Уровень автоматического управления (САУ)

В системе имеется два типа процессорных модулей:

  1.  процессоры рабочих станций (WP, AW) – компьютеры, к которым подключаются видеомониторы, клавиатура и другие устройства рабочих станций;
  2.  управляющие процессоры (CP60), к которым подключаются модули ввода/вывода полевой шины.

В качестве модулей ввода/вывода используются модули FBM (рисунок 3.10),  монтируемые в каркасы и шкафы. К ним подсоединяются датчики технологических параметров и исполнительные устройства. Обмен данными с главной управляющей станцией выполняется по дополнительно резервируемой полевой шине на магистрали Ethernet 10 Мбит/с. Модули связи полевой шины (FCM) выполняют функции интерфейса между шиной 2 Мбит/с, используемой FBM, и полевой шиной Ethernet 10 Мбит/с. FBM могут использовать оба канала резервированной шины Ethernet, поэтому если один из них выйдет из строя или будет переключен на системном уровне, то модуль будет поддерживать связь по второму каналу.

Рисунок 3.10 - внешний вид FBM модуля

В данной схеме АСУ ТП ЦОГ используются следующие типы модулей ввода/вывода:

- интерфейсный модуль дифференциального входа 0-20 мА FBM211;

- интерфейсный модуль изолированных группой дискретных вводов FBM217;

- интерфейсный модуль вывода с изолированными каналами 0-20 мА и возможность резервирования FBM237;

- интерфейсный модуль с изолированными дискретными каналами вывода, записываемый от внешнего источника FBM242.

Интерфейсный модуль дифференциального входа FBM 211 содержит шестнадцать аналоговых каналов ввода 20 мА, каждый из которых принимает по двухжильному проводу сигналы от таких аналоговых датчиков, как преобразователи 4-20 мА или датчик 20 мА с автономным питанием. Каждый канал имеет дифференциальный вход, благодаря чему разница напряжений между каналами не приводит к ошибкам [6].

Модуль выполняет преобразование сигналов, необходимое для передачи входных электрических сигналов от полевых датчиков к дополнительно резервируемой полевой шине. Для обеспечения высокой точности в модуле установлен мультиплексируемый преобразователь сигма-дельта, совместно используемый  всеми каналами, обеспечивающий считывание аналогового входа каждые 100 мс и конфигурируемый фильтр по среднему значению для устранения помех, создаваемых технологическим процессом, сглаживания колебаний частоты электропитания.

Интерфейсный модуль изолированных группой дискретных вводов FBM217 имеет 32 канала ввода, к каждому из которых может подключаться двухпроводный вход от источника напряжения постоянного тока. Клеммники модуля обеспечивают подключение дискретных вводов 60 В переменного тока,  120 В переменного/ 125 В постоянного тока или 240 В переменного тока. Каналы модуля изолированы группой, но каналы одного модуля между собой не изолированы.  Модуль выполняет прикладную программу дискретного ввода или релейной логики, конфигурируемой опцией которых является время фильтрации входа [6].

Интерфейсный модуль вывода с изолированными каналами 0-20 мА и возможность резервирования FBM237 имеет восемь выходных аналоговых каналов 0-20 мА постоянного тока. Модули можно использовать по одному или в резервированных парах. При использовании в резервированной паре обеспечивается резервирование на уровне модулей полевой шины,  а выходные сигналы от полевых устройств идут на общий клеммник. Каждый модуль из пары независимо пытается удержать выход (или выходы) на установленном значении выходного параметра.

Интерфейсный модуль с изолированными дискретными каналами вывода, записываемый от внешнего источника FBM242 имеет шестнадцать выходных дискретных канала. Подключаемые к нему клеммники поддерживают дискретный ввод для нагрузки 2 А при 60 В постоянного тока, релейные выходы (120 В переменного/ 125 В постоянного тока или 240 В переменного тока) или релейные выходы с распределением питания и предохранителями. Каждый вывод изолирован от других каналов и земли. Модуль выполняет прикладную, конфигурируемой программу опцией которой является конфигурация безопасного отключения [6].

Модули FBM  имеют компактный дизайн с усиленной алюминием конструкцией корпуса для защиты микросхем. Шкафы, специально разработанные для установки модулей FBM, обеспечивают различные уровни защиты от воздействия окружающей среды, включая защиту при работе в опасных условиях. Модули можно снимать и заменять без отключения проводов от полевых устройств, силовых или сигнальных кабелей.

Далее сигнал от FBM модуль идет через FCM10E по оптоволоконному кабелю сигнал в операторную, и далее через  оптоволоконный преобразователь к CP60.

Управляющий процессор CP60 представляет собой микропроцессорное устройство, состоящее из двух параллельно работающих модулей, каждый из которых независимо подсоединен к шинам Nodebus и Fieldbus. Каждый модуль управляющего процессора включает в себя:

- процессор AMD DX5 с тактовой частотой 133 МГц, который выполняет всю обработку данных;

- сопроцессор LAN 82596CA, управляющий передачей данных по сети Nodebus;

- процессор AMD 386, управляющий передачей данных по сети Fieldbus.

Два модуля управляющего процессора, составляют резервированную пару и рассчитаны на обеспечение продолжительности работы управляющего процессора при практически любом аппаратном сбое одного из модулей пары. Оба модуля одновременно получают и обрабатывают информацию. При этом если, информация на входах двух модулей различается, то на каждом модуле запускается самодиагностика, по результатам которой определяется неисправный модуль. После этого управление на себя берет исправный модуль, при этом не нарушается нормальная работа системы.

Управляющие процессоры устанавливаются в каркасы для установки системных модулей (рисунок 3.11). Каждый каркас содержит 4 резервируемых источника питания 30В и поддерживает установку до 8 управляющих процессоров. В системе используется 4 каркаса, которые монтируются в промышленном шкафу, устанавливаемом в операторной.

                          

 

Рисунок 3.11 - Каркас для установки системных модулей

Интеграция систем автоматизированною управления, не являющихся предметом рассмотрения данного проекта осуществляется с помощью устройств - интеграторов с сетью Nodebus - DI30.

Интегратор DI30 обеспечивает подключение устройств, работающих по определенному протоколу. Тип протокола определяется видом драйвера загруженного и интегратор. Например, может использоваться драйвер Modbus.

Функции РСУ на уровне САУ:

- сбор и контроль технологической информации с основных и вспомогательных технологических объектов УКПГ;

- формирование и ведение базы данных значений параметров;

- реализация законов автоматического регулирования (ПИД);

- выполнение алгоритмов автоматического управления, технологических блокировок;

- отработку команд дистанционного управления (выдачу управляющих воздействий на исполнительные механизмы);

- связь с операторной (передача технологической информации, прием команд).

- непрерывный  контроль  работоспособности  технических  средств  и  определение отказавших единиц оборудования и автоматическое распознавание модуля после замены;

Система противоаварийной защиты предназначена для аварийной защиты технологического оборудования.

В случае возникновения аварийной ситуации в одном из цехов осушки срабатывает система ПАЗ и отключает его закрытием входных и выходных кранов на линиях осушки. Вследствии этого давление газа в ЗПА начнет расти, а в выходном  коллекторе снижается за аварийные пределы. Срабатывает система ПАЗ и отключает ЗПА кранами на входе и на межцеховых коллекторах от ЗПА к цеху осушки газа. Закрываются охранный кран на выходе коллектора и краны на перемычках между коллекторами. И в этом случае один из модулей УКПГ оказывается отключенным.

Функции, выполняемые системой ПАЗ:

- сбор и обработка сигналов датчиков, определяющих аварийное состояние технологических объектов УКПГ;

- отработка, в случае необходимости, алгоритмов аварийного останова технологических объектов УКПГ;

- выдачу информации о срабатывании системы ПАЗ на уровень ОПС;

- регистрация первопричин возникновения аварийной ситуации.

Система пожарной автоматики на уровне САУ выполняет следующие функции:

- активацию систем оповещения о пожаре и пожаротушения при срабатывании не менее двух независимых датчиков, контролирующих «одну точку», с подачей тушащего раствора по зонам, в которых возник пожар;

- открытие  клапанов  дымоудаления  и  отключение  вентиляции  при  пожаре,  за исключением  систем приточной вентиляции, обеспечивающих воздушный подпор в тамбур-шлюзах;

- выдачу в систему ПАЗ сигналов о возникновении пожара в помещениях;

- контроль состояния шлейфов пожарной сигнализации на обрыв и короткое замыкание.

Система контроля загазованности на уровне САУ выполняет следующие функции:

- контроль состояния воздушной среды основных и вспомогательных технологических объектов;

- выдача в РСУ команды на пуск аварийно-вытяжной вентиляции, прерывистой световой сигнализации по месту и на пульте оператора в зонах, где загазованность (концентрация метана) достигла 10% НКПР;

- выдача в систему ПАЗ сигнализации по зонам загазованности 20% НКПР;

- местное и дистанционное управление аварийно-вытяжными вентиляторами, сигнализацию их состояния на пульт оператора, контроль наличия напряжения в цепях управления.

Данные о применяемых средствах противоаварийной защиты: блокировках, средствах регулирования, сигнализации, устройствах для экстренной остановки оборудования, предохранительных, сбросных, отсекающих клапанах приведены в таблице 3.6.

Таблица 3.6 – Меры, применяемые средствами противоаварийной защиты

Наименование оборудования, стадий технологического процесса

Контролируемый параметр или защищаемый участок оборудования.

Предельное значение
параметра или проявление
опасности
участка оборудования

Предусмотренная защита
оборудования, стадии
технологического
процесса

Коллектор ввода
промывочной воды
в цех осушки

Температура, С

Tmin = 30

Аварийная сигнализация

Линия входа промывочной воды в сепараторе

Расход,  м3

Qmin = 0,2

Аварийная сигнализация

Блок сепаратора с
промывочной секцией сепаратора

Давление  в аппарате, МПа

Pmax = 8,8

Pmin = 7,0

Аварийная сигнализация

Перепад давления на тарелках,  МПа

Pmax  0.02

Аварийная сигнализация

Уровень жидкости

в аппарате, мм

Lmax = 800

Lmin = 200

1 Аварийная сигнализация
2 Автоматическая отсечка запорного клапана Клз1

Уровень жидкости

в аппарате, мм

Lmax = 700

Lmin = 300

Аварийная сигнализация

Коллектор ввода РДЭГа в абсорбере

Температура, С

Tmin = 24

Аварийная сигнализация

Блок абсорбера

Р на тарелках, МПа

Pmax  0,06

Аварийная сигнализация

Температура в абсорбере, C

Тmax = 21

Тmin = -3

Аварийная сигнализация

Уровень  в аппарате, мм

Lmax = 750

Lmin = 150

1 Аварийная

сигнализация
2 Отсечка при L
min запорным клапаном Клз2

Линия выхода
осушенного газа из
абсорбера

Давление газа, МПа

Pmax = 8,8

Pmin = 7,0

1 Аварийная сигнализация
2 Закрытие входных и выходных кранов на аварийной нитке
3 Открытие задвижки 3ф1 на аварийной нитке

Влагосодержание газа, С

лето: - 8

зима: - 16

Аварийная сигнализация

Сборный коллектор осушенного газа на
выходе из ЦОГ

Давление в коллекторе, МПа

Pmin = 6,5

1 Звуковая и световая сигнализация
2 Аварийная сигнализация
3 Закрытие входных и выходных кранов на линиях ЦОГ
4 Включение СПАЗ при Р
min

Ёмкость дренажная для ДЭГа и насыщенного метанола

Уровень в аппарате, мм

Lmax = 1400

Аварийная сигнализации при Lmax
Остановка насоса при L
min

Уровень в аппарате, мм

Lmax = 1400

Включение по месту световой сигнализации

Температура в аппарате,C

Tmax = 80

1 Аварийная сигнализации
2 Останов погружного насоса

Загазованность площадки

10 - 20% НКПРП

Аварийная сигнализация

Остановка насоса

Загазованность цеха осушки газа

10 - 20% НКПРП

1 Звуковая и световая сигнализации
2 Включение аварийной вентиляции
3 Включение СПАЗ

Технологическая линия в узле редуцирования газа

Давление газа после первой ступени редуцирования, МПа

Pmax = 2,8

Pmin = 1,9

1 Аварийная сигнализация
2 Закрытие клапанов
3 Отсечка подачи газа на запальник   и горелку

После второй ступени редуцирования, МПа

Pmax = 0,5

Pmin = 0,2

Система противоаварийной защиты строится на базе программно-технического комплекса TRICON фирмы «Тriсоnех» и интегрирована в систему I/A Series. Интеграция системы противоаварийной зашиты осуществляется на основе станции FoxGuard Manager, который представляет собой коммуникационный модуль АСМ4609, установленный в основное шасси. Подключение к сети Nodebus производится через интерфейс с резервированной сетью Nodebus - DNBI.

В системе TRICON АСУ ТП ЦОГ используются следующие модули:

-  3008 – главный процессор, 16 Мбайт DRAM;

- ACM4609 – усовершенствованный коммуникационный модуль, интерфейс Foxboro I/A series NodeBus;

- 3504Е – 64-точечный цифровой входной модуль, 24/ 48 В постоянного тока;

- 3704E – 64-точечный аналоговый выходной модуль, 0-5/ 0-10 В постоянного тока;

- 3664 – сдвоенные последовательные выходные модули, 32 точки,    24 В постоянного тока;

- 8312 – модуль питания 175 Вт, 230 В переменного тока.

3.5 Уровень оперативно-производственной службы промысла

Уровень ОПС состоит из:

- автоматизированных рабочих мест операторов УКПГ:

- станции инжиниринга;

- автоматизированных рабочих мест главных специалистов промысла.

Для организации рабочих мест операторов использована промышленная консоль типа Command Center (рисунок 3.12).

Рисунок 3.12 - центр управления

Операторские станции строятся на базе персональных компьютеров.

Промышленная операторская рабочая станция AW7001- основной сервер системы, станция оператора АСУТП, AW7002 - резервный сервер системы, станция инженера АСУ ТП, WP7001 - клиент, станция оператора АСУТП, WP7002 - клиент, станция оператора АСУТП  включают (каждая):

- процессор E2-3200 2.4 ГГц;

- оперативная память 4 Гбайт;

- системный жесткий диск 750 Гбайт;

- алфавитно-цифровая клавиатура типа QWERTY;

- операторская клавиатура аварийной сигнализации;

- контроллер GCIO для подключения операторской клавиатуры;

- модуль RCNA для подключения к шине Nodebus;

- дисковод DVD+-RW/DL;

- видео карта Radeon HD 6370D 512 Мбайт;

- 2 платы выхода на сеть Ethernet (TCP/lP) NIC и PCI;

- активные колонки;

- необходимые кабели;

- операционная система Windows 7 HB 64 bit;

- лицензия на программное обеспечение станции AW70B (Nodebus).

Все рабочие станции объединены в локальную вычислительную (технологическую) сеть, построенную по стандарту Ethernet 10/100BaseT(X).

Функции РСУ на уровне ОПС:

1) функции контроля и управления:

- сбор и контроль технологической информации от технических средств САУ;

- сбор и контроль технологической информации от систем телемеханики, ПАЗ, пожарной автоматики;

- сигнализацию об отклонениях технологических параметров от регламентных норм;

- ведение базы данных реального времени;

- формирование и отображение видеокадров (мнемосхем, графики);

- формирование и отображение сводок и режимных листов;

- формирование и отображение протокола событий;

- формирование и выдачу выходных документов и протоколов событий, в том числе протоколирование действий оперативного персонала;

- вычисление суммарных  и средних (1/2 часа) расходов газа;

- контроль и учет качественных показателей товарного газа;

- учет расхода газа по технологическим линиям;

- учет расхода химреагентов;

- формирование и выдачу команд дистанционного управления;

- контроль выполнения команд управления;

- выдачу уставок регуляторам;

2) функции связи:

- организации интерфейса «человек-машина»;

- связь с нижним уровнем системы (прием технологической информации с нижнего уровня, передача команд управления на нижний уровень);

- обмен информацией с уровнем диспетчерского управления;

3) функции защиты информации:

- возможность   назначения   (разграничения)   прав   для   различных   групп   пользователей   на  доступ   к информации и к функциям управления;

- регистрацию пользователей в системе по индивидуальному идентификатору пользователя с введением пароля;

- ведение  протокола регистрации  пользователей  и их  наиболее ответственных действий  с указанием астрономического времени и информации;

4) функции диагностики:

- ведение и вывод по запросу протоколов событий, происходящих в системе (действия по управлению, изменение конфигурации, системные события);

- непрерывный контроль работоспособности технических средств и обеспечение обнаружение отказа и причины   отказа,   с   выдачей   звуковой   и   визуальной  сигнализации  оператору   ОПС, с  занесением информации об отказе в протокол событий.

Результаты автоматизации цеха осушки газа.

Таким образом, в результате создания АСУ ТП достигается:

- устойчивая работа систем управления технологическим оборудованием;

- увеличение точности измерений технологических параметров;

- повышение уровня эксплуатации за счёт унификации технических и программных средств;

- повышение надёжности систем управления за счёт структурного   резервирования и непрерывной диагностики программных и технических средств.

Система автоматизации технологических процессов УКПГ выполнена в соответствии с нормами и правилами, действующими в газовой промышленности.

Контроль и автоматизация процессов обеспечивают охрану труда, безопасную эксплуатацию ЦОГ в соответствии с действующими нормами и правилами по охране труда, техники безопасности и промсанитарии.

Объём контроля и автоматизации, предусмотренный проектом, обеспечивает надежную работу технологического оборудования, автоматическую защиту его при возникновении аварийных режимов и ситуаций, дистанционное управление блоками и запорной арматурой, аварийную и технологическую сигнализацию.

Качественные характеристики АСУТП осушки газа характеризуются следующими показателями:

1)  быстродействие реализации функций:

- цикл опроса аналоговых и дискретных параметров с технологических объектов управления - не более 1 с;

- решение вычислительных задач контроля текущих режимов работы ЦОГ - не более 5 с;

- выявление   нарушений  режимов  - не более 0,25 с;

- реализация отдельного запроса информации из САУ технологических объектов - не более 0,5 с;

- доставка команд управления на исполнительные механизмы - не более 0,25 с;

2) количественные показатели надёжности АСУ ТП составляют:

- средняя наработка на отказ каждого канала для функций системы:

а) по информационным функциям, не менее - 40000 часов;

б) по управляющим функциям, не менее - 50000 часов;

в) по функциям защиты, не менее - 120000 часов;

- среднее время восстановления работоспособности системы по любой из выполняемых функций, не более - 0,5 часа;

- коэффициент готовности системы по приёму-передаче аналоговых и дискретных сигналов, не менее - 0,99;

- функциональный срок службы системы, не менее - 10 лет.

4 Модернизация системы автоматизации цеха осушки газа УКПГ-1С путем подбора преобразователя температуры росы

4.1 Формулировка задачи и анализ проблемы

Природный газ, добываемый из подземных источников, насыщен жидкой водой и тяжёлыми углеводородами. Для того, чтобы удовлетворить требованиям, предъявляемым к чистому, сухому и абсолютно газообразному топливу, пригодному для передачи по трубопроводам и поставке конечным пользователям для сжигания, газ должен пройти несколько стадий переработки, включая удаление жидкостей, захваченных газом, с последующим высушиванием для снижения содержания водяных паров. Осушка природного газа имеет наиважнейшее значение для успешной работы всей системы подготовки газа и его транспорта к конечному потребителю. Срок службы трубопровода определяется скоростью коррозии, которая напрямую связана с присутствием влаги в газе, поскольку она способствует окислению. Кроме того, образование гидратов может снизить пропускную способность трубопровода, что способно привести к закупорке и повреждению фильтров, кранов и компрессоров. Гидраты являются соединением избыточной воды с парами жидких углеводородов, которые могут конденсироваться из газа при транспортировке, образуя эмульсии, которые при рабочем давлении представляют собой твёрдые массы. Осушка природного газа до точки росы ниже рабочей температуры вымораживающей установки, несомненно, представляет большую важность для предотвращения проблем с закупориванием в результате замерзания, что отрицательно сказывается на эффективности.

Обычной практикой на предприятиях является измерение содержания влагосодержания в критических точках на постоянной основе с тем, чтобы обеспечить эффективную переработку и надёжную работу всех установок. Правильная конструкция, установка и эксплуатация промышленных гигрометров для таких областей применения требует пристального внимания к конкретным измеряемым свойствам газа и его составу, а также к используемым технологиям переработки [7].

Правильное определение температуры точки росы (ТТР) природного газа обеспечивает надёжность контроля качества газа.

Само понятие «температура точки росы» было введено в перечень свойств транспортируемого природного газа как показатель, характеризующий температуру начала выделения жидких или твердых фаз.

В силу особенностей промысловой подготовки газа могут фиксироваться несколько ТТР по различным (по составу и агрегатному состоянию) конденсированным фазам:

- по жидкой воде;

- по льду – температуре выделения из газовой фазы кристаллика льда;

- по газовым гидратам;

- по водометанольному раствору;

- по углеводородам.

Для газовой отрасли, наибольший интерес представляет не «ТТР по воде», характеризующая метастабильное состояние переохлажденной воды, а та «точка росы», которая характеризует потенциальные явления, затрудняющие  транспорт газа, и в первую очередь – образование твердых фаз (лед, гидраты). Только эта «точка росы» будет характеризовать качество газа с точки зрения его безопасного транспорта.

Потенциально, все конденсированные фазы, содержащие воду, в результате могут образовывать твердые вещества. Причем, твердая фаза «лед» кроме воды может содержать также и растворенные в ней гликоли и/или метанол.

Учитывая, что при измерении «точки росы» определяется температура начала выделения жидких или твердых фаз, предпочтение следует отдать приборам конденсационного типа. Безусловно, такой прибор должен быть автоматическим и иметь определенные характеристики, которые учитывали бы специфику процесса конденсации [8].

Принимая во внимание ГОСТ Р 53763-2009  «Газы горючие природные. Определение температуры точки росы по воде» в Российской Федерации на предприятиях нефтяной и газовой промышленности требуется использование гигрометров следующих типов:

- визуальный конденсационный гигрометр: конденсационный гигрометр, при выполнении измерений которым наличие или отсутствие росы на конденсационной поверхности фиксирует лицо, выполняющее измерение;

- автоматический конденсационный гигрометр: конденсационный гигрометр, при выполнении измерений которым наличие или отсутствие росы на конденсационной поверхности фиксирует оптическая система;

- сорбционный гигрометр: гигрометр, в котором реализован один из сорбционных методов измерений (диэлькометрический, кулонометрический, пьезоэлектрический, интерфереционный и другие методы, включающие обязательную стадию сорбции паров воды из исследуемого газа).

На данный момент в установке используется конденсационный преобразователь точки росы КОНГ-Прима-2, который устарел, не отвечает современным требованиям, и нуждается в замене.

Далее в качестве примеров рассмотрены несколько вариантов газоанализаторов, а также обоснован выбор одного из них.

4.1.1 Преобразователь точки росы «КОНГ-Прима-2».

Преобразователь точки росы «КОНГ-Прима-2» (рисунок 4.1) предназначен для измерения точки росы в природном газе или других газах при рабочем давлении [9].

1 – датчик; 2 – корпус; 3 – крышка; 4 – крышка; 5 – пробоотборное устройство; 6 – контрящая гайка; 7 – трубка; 8 – кабельный ввод; 9 – штуцер; 10 – крепежный болт; 11 – продувочный болт; 12 – кабель питания

Рисунок 4.1 – Общий вид, габаритные и присоединительные размеры преобразователя точки росы «КОНГ-Прима-2»

Функционально прибор состоит из трех законченных узлов:

- датчика первичной информации (ДПИ);

- блока обработки (БО);

- блока питания (БП).

ДПИ предназначен для реализации режимов охлаждения, стабилизации и нагрева по командам с БО, а также выдачи в БО электрических сигналов, соответствующих температуре и уровню фотосигнала. Чертеж ДПИ изображен на рисунке 4.2.

1- корпус; 2- измеритель; 3 – термодатчик; 4 – термодатчик; 5 – термоэлектронная батарея (элемент Пельтье); 6 – световод (оптическое волокно); 7 – канал прохождения охлаждающего газа; 8 – светодиод; 9 – фотодиод

Рисунок 4.2 – датчик первичной информации преобразователя точки росы «КОНГ-Прима-2»

При охлаждении световода и омывающего его газа до температуры насыщения при рабочем давлении трехкаскадной термоэлектронной батареей, на поверхность изогнутой части световода выпадает конденсат. Фотодиод регистрирует уменьшение интенсивности излучения, введенного в световод от светодиода, что является командой для включения нагрева и регистрации температуры конденсации терморезистором 3, сопряженным с изогнутой частью световода.

При нагреве световода и омывающего его газа выше температуры насыщения, с поверхности изогнутой части световода испаряется конденсат и фотодиод регистрирует увеличение интенсивности излучения, что является командой для включения охлаждения и регистрации температуры испарения.

После вышеописанного процесса включается непрерывный нагрев световода в течение четырех минут, а в блоке БО вычисляется точка росы, как среднее значение температур конденсации и испарения.

Технические характеристики преобразователя приведены в таблице 4.1

Таблица 4.1 - Технические характеристики преобразователя «КОНГ-Прима-2»

Параметр

Значение

Диапазон измерения точки росы, °C

–35…+30

Пределы абсолютной погрешности при измерении точки росы, °C

±1

Характеристики пробы газа

Давление, МПа, не более

10 МПа

Температура, °C

–20…+50

Условия эксплуатации анализатора

Рабочая температура окружающей среды, °C

-40… +40

Относительная влажность воздуха, %

до 98 при температуре +35°C и более низких без прямого попадания атмосферных осадков

Цена преобразователя точки росы «КОНГ-Прима-2» - 856680 руб.

4.1.2 Анализатор точки росы по влаге и углеводородам «КОНГ-Прима-4»

Анализатор точки росы по влаге и углеводородам «КОНГ-Прима-4» (рисунок 4.3) применяется для измерения температуры точки росы по влаге и углеводородам в природном газе, воздухе и в других газах. Предназначен для контроля точек росы влаги и углеводородов на газоизмерительных станциях, на станциях подземного хранения и осушки природного газа, на автомобильных газонаполнительных компрессорных станциях и т.д. Также используется для поверки гигрометров и генераторов влажного газа [10].

Общий вид, габаритные и присоединительные размеры преобразователя точки росы аналогичны ПТР «КОНГ-Прима-2» (рисунок 4.1)

В зависимости от допускаемых пределов абсолютной погрешности при измерении точки росы, анализатор используется в качестве рабочего средства измерений ТТР влаги и ТТР углеводородов в природном газе, либо эталонного средства измерений, используемого для градуировки и поверки рабочих средств измерений ТТР влаги и генераторов влажности, имеющих абсолютную погрешность измерения точки росы ±0,5°С и выше.

В состав анализатора входят:

- преобразователь точки росы (ПТР);

- центральный управляющий блок (ЦУБ).

В анализаторе точек росы «КОНГ–Прима-4» реализован конденсационный принцип измерения с регистрацией процессов конденсации оптическими методами. Сущность метода заключается в измерении температуры, до которой необходимо охладить прилегающий к охлаждаемой поверхности слой влажного газа, для того, чтобы довести его до состояния насыщения при рабочем давлении.

Датчик первичной информации (рисунок 4.4) является оптоволоконным преобразователем и обеспечивает измерение значений выходного сигнала при появлении или исчезновении влаги на его чувствительном элементе.

При охлаждении световода и омывающего его газа до температуры насыщения при рабочем давлении трехкаскадной термоэлектронной батареей, на поверхность изогнутой части световода выпадает конденсат. Фотодиод регистрирует уменьшение интенсивности излучения, введенного в световод от светодиода. По терморезистору 3, сопряженному с изогнутой частью световода, регистрируется температура конденсации. При нагреве световода и омывающего его газа выше температуры насыщения, с поверхности изогнутой части световода испаряется конденсат и фотодиод регистрирует увеличение интенсивности излучения, по терморезистору 3 регистрируется температура испарения.

1- корпус; 2- измеритель; 3 – термодатчик; 4 – термодатчик; 5 – термоэлектронная батарея (элемент Пельтье); 6 – световод (оптическое волокно); 7 – канал прохождения охлаждающего газа; 8 – светодиод; 9 – фотодиод

Рисунок 4.3 – Датчик первичной информации анализатора точки росы по влаге и углеводородам «КОНГ-Прима-4»

В преобразователь точки росы встроен нагревательный элемент, который обеспечивает стабилизацию температуры корпуса ПТР на заданном значении в диапазоне от плюс 10 до плюс 30 °С.

Управление нагревателем осуществляется электронным блоком ПТР.

В зависимости от типа газоподвода и ДПИ ПТР имеет ряд конструктивных исполнений:

- ПТР с погружным газоподводом, предназначен для монтажа непосредственно на трубопроводе;

- ПТР с проточным газоподводом, предназначен для подключения к трубопроводу по проточной схеме.

Технические характеристики анализатора приведены в таблице 4.2.

Таблица 4.2 - Технические характеристики анализатора «КОНГ-Прима-4»

Параметр

Значение

Диапазон измерения точки росы, °C

по влаге

–30… +30

по углеводородам

–30… +30

Пределы абсолютной погрешности при измерении точки росы, °C

по влаге

±1

по углеводородам

±1

Характеристики пробы газа

Давление, МПа, не более

10 МПа

Температура, °C

–20…+50

Условия эксплуатации анализатора

Рабочая температура окружающей среды, °C

ПТР

-40…+40

ЦУБ

+1… +35

Относительная влажность воздуха, %

ПТР

до 98 при температуре +35°C и более низких без прямого попадания атмосферных осадков

ЦУБ

до 98 при температуре +35°C

Атмосферное давление, мм рт. ст.

630... 800

Расстояние от ПТР до ЦУБ, м, не более

1000

Цена анализатора КОНГ-Прима-4 – 977040 руб.

4.1.3 Анализатор точки росы по влаге и углеводородам «КОНГ-Прима-10».

Анализатор точки росы по влаге и углеводородам «КОНГ-Прима-10» является потоковым гигрометром, т.е. стационарно располагается в непосредственной близости от точки отбора пробы и осуществляет измерения в автоматическом непрерывном режиме. Анализатор предназначен для использования в качестве рабочего средства измерения ТТР воды и ТТР углеводородов в природном газе или других газах при рабочем давлении, а также может применяться в качестве эталонного средства измерения при проведении поверочных работ [11].

Общий вид, габаритные и присоединительные размеры преобразователя точки росы аналогичны ПТР «КОНГ-Прима-2» (рисунок 4.1)

В состав анализатора входят:

- преобразователь точки росы (ПТР);

- интерфейсный блок (ИБ), осуществляет общее управление анализатором.

Работает по принципу «охлаждаемого зеркала». Особенность способа регистрации фотосигнала, примененного в анализаторе, состоит в использовании явления поляризации света при его отражении и преломлении от поверхности диэлектрика. Для этого охлаждаемое зеркало анализатора выполнено из диэлектрического материала. Световая волна, падая на границу раздела «газ – диэлектрическое зеркало» частично поляризуется (рисунок 4.4)

α - угол Брюстера; 1 - диэлектрическое охлаждаемое зеркало; 2 - исследуемая среда (газ); S - лазерный диод; F1, F2 - фотоприемники системы регистрации; U0 – нулевой сигнал фотоприемника

Рисунок  4.4 – Рассеяние света при отсутствии конденсации паров воды на охлаждаемую поверхность зеркала

Согласно законам физической оптики при некотором угле падения α, происходит полная поляризация отраженной волны. Величина угла α определяется законом Брюстера:

,            (4.1)

где n1 - показатель преломления газовой среды;

      n3 - показатель преломления материала зеркала;

      α - угол Брюстера.

Таким образом, при освещении диэлектрического зеркала поляризованным в плоскости падения светом и выполнении условия Брюстера, отраженная волна отсутствует. При этом система регистрации фиксирует нулевой уровень фотосигнала с фотоприемников. При охлаждении зеркала и появлении на поверхности капель конденсирующихся паров воды происходит интенсивное рассеяние света. Система регистрации реагирует на процесс конденсации паров воды возрастанием уровня фотосигнала, поступающего с фотоприемника F1 (рисунок 4.5). Уровень фотосигнала зависит от количества воды, сконденсировавшейся на поверхности охлаждаемого зеркала.

Рисунок 4.5  - Рассеяние света при конденсации паров воды на охлаждаемую поверхность зеркала

При образовании на зеркале тонкой пленки углеводородов 2, имеющей показатель преломления n2 отличный от n3, закон Брюстера нарушается и появляется волна, отраженная от границы раздела сред «газ - пленка». Кроме того, ввиду оптической прозрачности сконденсированной пленки появляется вторая отраженная волна от границы раздела «пленка - зеркало». В результате фотоприемник F2 фиксирует два отраженных луча, которые образуют интерференционную картину (рисунок 4.6).

1 - диэлектрическое охлаждаемое зеркало; 2 - пленка сконденсированного углеводорода; 3 - исследуемая среда (газ)

Рисунок 4.6 - Схема распространения света при наличии на зеркале пленки конденсата 2 с показателем преломления n2

Наличие в анализаторе двух информационных каналов даёт возможность однозначно и с высокой степенью точности идентифицировать конденсацию на зеркале анализатора углеводородов и воды.

Конструкция чувствительного элемента приведена на рисунке 4.7.

Источником излучения является лазерный светодиод 10, поляризованный свет от которого через систему оптических линз 4, 11 под определенным, специально заданным углом попадает на кремниевую пластину 9 (зеркало или ЧЭ). Зеркало 9 охлаждается трехкаскадной термоэлектронной батареей 8. Отраженный от зеркала свет регистрируется по трем каналам: основному 6, работающему по отражению света и двум дополнительным 5 и 7, работающим по рассеянию света.

1- корпус; 2- термодатчик температуры корпуса; 3 – термодатчик; 4 – направляющая призма; 5 – фотодиод; 6 – передний фотодиод; 7 – задний фотодиод; 8 – элемент Пельтье; 9 – чувствительный элемент; 10 –лазер; 11- оптический тракт

Рисунок 4.7 - Датчик первичной информации анализатора точки росы по влаге и углеводородам «КОНГ-Прима-10»

По различной реакции каждого информационного канала на образование на зеркале при его охлаждении конденсата, происходит дифференцирование компонентного состава конденсата (вода, лед, гидраты, углеводороды и др.)

Для фиксации образования неоднородностей распределения водного конденсата или кристаллов льда и гидратов на ЧЭ предназначены фотоприемники 6 и 7. Они фиксируют изменение рассеянного света и потому расположены сбоку от направляющей призмы и от фотоприемника фиксирующего прямой отраженный сигнал. Фотоприемник 6 фиксирует изменение интенсивности рассеиваемого света по ходу светового потока лазера (прямое рассеивание), а фотоприемник 7 — в противоположном направлении (обратное рассеивание).

Таким образом входной оптический сигнал и значение температуры ЧЭ преобразуются в выходные электрические сигналы фотоприемников и термодатчика соответственно.

Технические характеристики анализатора приведены в таблице 4.3.

Таблица 4.3 - Технические характеристики анализатора «КОНГ-Прима-10»

Параметр

Значение

Диапазон измерения точки росы, °C

по влаге

–30… +30

по углеводородам

–30… +30

Пределы абсолютной погрешности при измерении точки росы, °C

по влаге

±0.5

по углеводородам

±1

Характеристики пробы газа

Давление, МПа, не более

25 МПа

Температура, °C

–20…+50

Условия эксплуатации анализатора

Рабочая температура окружающей среды, °C

ПТР

-10…+40

ИБ

+1… +35

Относительная влажность воздуха, %

ПТР

до 98 при температуре +35°C и более низких без прямого попадания атмосферных осадков

ИБ

до 98 при температуре +35°C

Атмосферное давление, мм рт. ст.

630... 800

Расстояние от ПТР до ЦУБ, м, не более

1000

Цена анализатора КОНГ-Прима-10 – 1101500 руб.

4.1.4 Анализатор температуры точки росы по влаге и углеводородам «Condumax WHC».

Анализатор «Condumax WHC» (рисунок 4.8) предназначен для одновременного измерения температуры точки росы углеводородов и воды. В приборе используются технология темного пятна для определения температуры точки росы углеводородов и диэлькометрический метод для определения температуры точки росы воды [12].

Рисунок 4.8 – Внешний вид анализатора температуры точки росы по влаге и углеводородам «Condumax WHC»

Диэлькометрический метод (рисунок 4.9). Датчик состоит из трех слоев, размещенных на керамической подложке: пористого проводящего, активного адсорбирующего и еще одного проводящего. Слои очень тонкие, порядка 1 мкм. Система представляет собой крошечный конденсатор.

Газ, содержащий молекулы воды, свободно проникает сквозь проводящий слой в адсорбирующий. Молекулы воды обладают высоким дипольным моментом, поэтому их присутствие в адсорбирующем слое изменяет диэлектрическую проницаемость среды между обкладками конденсатора, что в свою очередь определяет емкость конденсатора. Датчик калибруют, занося в память прибора кривую зависимости емкости конденсатора от влажности газа. При измерениях электроника преобразует значение емкости конденсатора в выходной сигнал и линеаризует его.

Рисунок 4.9 - Диэлькометрический метод определения точки росы.

Технология темного пятна (Рисунок 4.10). Известно, что углеводородный конденсат выпадает в виде ровного слоя. Поэтому традиционный метод определения температуры конденсации углеводородов – при помощи охлаждения зеркала и наблюдения за его поверхностью – может давать большую погрешность. Это связано с тем, что начало конденсации происходит незаметно и фиксация этого момента требует исключительно высокой квалификации оператора.

Рисунок 4.10 – Технология «темного пятна»

В анализаторе температуры точки росы по влаге и углеводородам «Condumax» используется технология темного пятна, разработаная компаниями Shell и Michell Instruments, суть которой состоит в том, что используется не полированное плоское зеркало, а матовая поверхность с коническим углублением.

При освещении этой поверхности параллельным пучком большая часть света отражается кольцом, показанным на рисунке 4.10. Однако, за счет искусственных неровностей (которые обусловлены матированием) часть света попадает внутрь кольца. Описанная выше ситуация соблюдается до тех пор, пока не произошло выпадение конденсата.

При выпадении конденсата неровности смачиваются и стенки конического углубления становятся «зеркальными». Свет перестает отражаться внутрь кольца и там наблюдается темное пятно.

Температура, при которой образовалось темное пятно – то есть, произошло выпадение конденсата – по определению является температурой точки росы углеводородов.

Технические характеристики анализатора приведены в таблице 4.4.

Таблица 4.4 - Технические характеристики анализатора «Condumax»

Параметр

Значение

Диапазон измерения точки росы, °C

по влаге

–100… +20

по углеводородам

до -34

Пределы абсолютной погрешности при измерении точки росы, °C

по влаге

±1 в диапазоне -60…+20°C

±2 в диапазоне -100…-60°C

по углеводородам

±0,5

Характеристики пробы газа

Давление, МПа, не более

10 МПа

Температура, °C

–20…+60

Условия эксплуатации анализатора

Рабочая температура окружающей среды, °C

0…+40

Цена анализатора Condumax2510902 руб.

4.2 Обоснование выбора анализатора

Рассмотрим недостатки в измерении температуры точки росы по воде конденсационным и сорбционным методами.

Анализаторы конденсационного типа могут давать неверные показания из-за ряда следующих затруднений:

1) при охлаждении поверхности автоматических анализаторов  часто оказывается, что при отрицательных температурах конденсационная поверхность уже занята тяжелыми углеводородами и конденсация влаги, таким образом, происходит при более низких температурах;

2) влияние фазового состояния конденсата воды. На чувствительном элементе прибора при температуре до -40 оС может образоваться как и вода, так и частично вода, а частично лед.

Недостаток анализатора КОНГ-прима-4 заключается в том, что он не может однозначно и с высокой степенью точности идентифицировать конденсацию на зеркале углеводородов или воды из-за регистрации интенсивности излучения только одним фотодиодом.

Этого недостатка лишен анализатор КОНГ-прима-10. Отраженный от зеркала свет регистрируется по трем каналам: основному, работающему по отражению света и двум дополнительным, работающим по рассеянию света. По различной реакции каждого информационного канала на образование на зеркале при его охлаждении конденсата, происходит дифференцирование компонентного состава конденсата (вода, лед, гидраты, углеводороды и др.)

Использование анализатора «Condumax», основанного на сорбционном принципе, позволяет избежать этого затруднения, поскольку в нём не используется конденсация, а значит, он не будет страдать от эффекта перекрывающихся измерений. Однако стоит учитывать другой недостаток. Молекула гликоля в чём-то похожа на молекулу воды — в частности, она тоже содержит полярные ковалентные связи между атомами кислорода и водорода, то есть эти атомы приобретают, соответственно, отрицательный и положительный заряд. Таким образом, молекулы как воды, так и гликоля могут вызывать отклик сенсора, если они адсорбируются на гигроскопичном слое, поскольку атомы кислорода притягиваются к положительно заряженным областям гигроскопичного слоя.

Именно этот недостаток делает непригодным применение анализатора «Condumax» в цехе осушки газа.

Обобщая вышесказанное, разумно предположить, что в качестве преобразователя точки росы может быть использован анализатор точки росы по воде и углеводородам «КОНГ-Прима-10»

При выборе места установки преобразователя температуры росы необходимо учитывать следующее:

- место установки ПТР должно обеспечивать удобные условия для обслуживания и демонтажа;

- место установки ПТР (место отбора пробы) должно располагаться на прямолинейном участке трубопровода;

- прямолинейный участок трубопровода должен быть без сужений и препятствий на длине 5-ти диаметров до и 3-х диаметров трубопровода после места установки ПТР;

- отбор пробы газа для ПТР необходимо производить из глубины потока.

Для обеспечения постоянного расхода газа через измерительную камеру анализатора (1-2 норм. л/мин) и газа, используемого для охлаждения анализатора (максимальный расход 30 норм.л/мин), необходимо предусмотреть линию отвода газа в атмосферу. 

При выборе места установки интерфейсного блока необходимо учитывать следующее:

- ИБ должен устанавливаться в помещении вне взрывоопасных зон;

- место установки должно быть удобным для обслуживания ИБ;

- условия эксплуатации должны соответствовать требованиям таблицы 4.3.

Коммуникационные возможности анализатора:

Для подключения к измерительно-информационным системам в анализаторе предусмотрены:

- последовательный интерфейс RS232;

- последовательный интерфейс RS485;

- аналоговые выходы 4-20 мА;

- дискретные выходы.

Последовательный интерфейс RS232 используется для подключения терминального компьютера, с помощью которого осуществляется:

- считывание архивов данных из встроенной памяти анализатор;

- визуализация процессов конденсации-испарения при измерении точки росы.

Разъем для подключения компьютера расположен на передней панели ИБ. Компьютер подключается к ИБ при помощи кабеля, входящего в комплект ИБ. Этот порт может быть использован для передачи измерительной информации на внешний компьютер по протоколу ModВus/RTU. Интерфейс гальванически изолирован, напряжение изоляции - 500 В постоянного тока.

Последовательный интерфейс RS485 (№1) используется для передачи измерительной информации на внешний компьютер по протоколу ModВus/RTU. Гальваническая изоляция - 500 В постоянного тока.

Последовательный интерфейс RS485 (№2) используется для обмена информацией между ИБ и ПТР. Интерфейс не имеет гальванической изоляции.

Аналоговые выходы 4-20 мА. Количество выходов - два. На эти выходы выдаются измеренные значения точки росы по влаге и углеводородам. Максимальное сопротивление нагрузки на каждом выходе не должно превышать 400 Ом. Выход - активный, т. е. питание его осуществляется от встроенного в ИБ источника питания. Гальваническая изоляция - 500 В постоянного тока, между собой выходы не изолированы.

Соотношение между значениями точки росы (ТТР), отображаемыми на индикаторе ИБ (ПТР) в цифровом виде и значеними величины тока (I) на аналоговых выходах:

- по влаге и углеводородам для диапазона – 30…+ 30 °С:

,

;        (4.2)

- по влаге для диапазона – 50… + 10 °С:

,

;        (4.3)

- по углеводородам для диапазона – 30… + 10 °С:

,

.        (4.4)

Дискретные выходы. Количество выходов - два. Выходы используются для формирования сигналов «Внимание» («Внимание 1» - точка росы по влаге за пределами диапазона измерения и «Внимание 2» - точка росы по углеводородам за пределами диапазона измерения). В качестве коммутирующих элементов используются электронные ключи с нагрузочной способностью 30 В, 2 А. Гальваническая изоляция - 500 В постоянного тока.

Выводы:

- в ходе рассмотрения предложенных вариантов анализаторов на замену преобразователя точки росы «КОНГ-Прима-2» был выбран анализатор точки росы по воде и углеводородам «КОНГ-Прима-10», обладающий следующими преимуществами:

- во-первых, он может однозначно и с высокой степенью точности идентифицировать конденсацию на зеркале углеводородов или воды;

- во-вторых, молекулы гликоля в осушенном газе не будут существенно влиять на показания анализатора;

- в-третьих, стоимость анализатора приемлемая, соответствующая понятию    «цена-качество».

4.3 Разработка алгоритма автоматического регулирования подачи ДЭГ в абсорберы ЦОГ

4.3.1 Исходные данные для работы алгоритма.

Fгаз - мгновенный расход газа через абсорбер, тыс. м³/с;

M - влажность газа, температура точки росы, оС;

Msp - уставка влажности газа, оС;

dM - зона нечувствительности для влажности газа;

С - концентрация регенерированного ДЭГ, %;

qn - норма удельного расхода ДЭГ в абсорбер, г/1000 м3;

qmax - верхний предел удельного расхода ДЭГ в абсорбер, г/1000 м3;

dq - шаг изменения удельного расхода ДЭГ в абсорбер;

Ммин - максимально достоверное показание влагомера;

Ммах - минимально достоверное показание влагомера;

Fmin - расход гликоля в абсорбер технологической нитки, находящейся в горячем резерве.

4.3.2 Описание алгоритма.

Расчет расхода РДЭГ в абсорбер производится отдельно для каждого абсорбера и зависит от мгновенного расхода газа по данной линии, определяемого по расходомеру «Гиперфлоу-УС», и влажности газа, определяемого по анализатору точки росы «Конг-Прима-2».

Алгоритм начинает функционирование с подачи в абсорбер нормативного количества ДЭГ:

                                                                              (4.6)

где - расход РДЭГ;

           C - концентрация регенерированного ДЭГ, %;

 qn - норма удельного расхода ДЭГ в абсорбер, г/1000м3

 Fгаз - мгновенный расход газа через абсорбер, тыс. м³/с

Далее предусматривается два режима работы алгоритма. Первый режим (режим № 1) – подача ДЭГ по нормативу. Второй режим – подача с корректировкой по влажности газа. Далее идет описание второго режима.

Для измерения влажности используем влагомер «Конг-Прима-2». Возможно структурное резервирование, при котором измеряется среднее значение температуры точки росы. При выходе из строя одного из влагомеров среднее значение температуры точки росы будет равно показанию оставшегося работающего влагомера.

Выход из строя влагомера определяется по условию Ммin<М<Ммах.

При неисправности влагомера автоматически происходит переключение на режим № 1.

Через определенное время (величина временной задержки определяется экспериментально) измеряется влажность газа. Если измеренная точка росы ниже уставки на установленную величину dM, удельный расход ДЭГ снижается: q = qndq, в противном случае – увеличивается. Если удельный расход ДЭГ превысит величину qmax , дальнейшее увеличение прекращается и оператору выдается сообщение о необходимости принятия мер по предотвращению ухудшения качества газа. Среди возможных причин превышения норматива подачи ДЭГ – снижение концентрации РДЭГ и выход из строя влагомера.

По рассчитанным таким образом для каждого абсорбера уставкам производится регулирование расхода РДЭГ клапаном-регулятором по пропорционально-интегральному закону.

В случае нахождения технологической нитки в горячем резерве обеспечивается минимальная подача ДЭГ в абсорбер. После запуска алгоритма вывода нитки в горячий резерв, расход гликоля определяется по приведенной ниже схеме, пока не достигнет Fmin, после чего снижение расхода гликоля прекращается и поддерживается на заданном уровне, пока нитка находится в резерве. При выводе нитки из горячего резерва расход гликоля определяется таким же образом.

Данный алгоритм позволяет подавать более точное количество ДЭГа в абсорбер для осушки газа, что существенно снижает расходы.

4.3.3 Разработка блок-схемы алгоритма расчета количества .

Алгоритм расчета автоматической подачи ДЭГа в абсорбер представлен на рисунке 4.11.

Рисунок 4.11 - Блок-схема алгоритма расчета количества ДЭГ

4.3.4 Листинг программы расчета количества ДЭГ на языке ST.

CASE STEP OF

0:qn:=4200.0;

Frdeg:=(100.0/C)*qn*Fgas;

STEP:= 1;

1: Mmax:= -29.0; Mmin:= -15.0;

IF M<Mmax OR M>Mmin THEN STEP:= 2; ELSE STEP:= 0;

END_IF;

2: T1:=t#0s;

TSTART(T1);

IF T1>t#3600s THEN    

STEP:= 3;

END_IF;

3:Msp:= -20.0; dM:=1.0; T1:=t#0s;

IF abs(M-Msp)>dM THEN STEP:= 4; ELSE STEP:= 1;

END_IF;

4: IF (M-Msp)>dM THEN STEP:= 5; ELSE STEP:= 7;

END_IF;

5: IF qn>qmax THEN Maxras:='Превышение максимального уровня расходя ДЭГ';

 STEP:= 1; ELSE STEP:= 6;

END_IF;

6: dq:= 100.0; qn:= qn+dq;

STEP:= 8;   

7: dq:= 100.0;

qn:= qn-dq; STEP:= 8;  

8: Frdeg:=(100.0/C)*qn*Fgas;

STEP:= 1;

END_CASE;

5 Охрана труда и техника безопасности

Данный дипломный проект, как уже было отмечено ранее, посвящен автоматизации цеха осушки газа УКПГ-1С Заполярного газоконденсатного месторождения ООО «Газпром добыча Ямбург».

С целью обеспечения безопасности производства при монтаже и эксплуатации средств автоматизации в цехе осушки газа в данном разделе необходимо дать характеристику производственной среды, в которой производится автоматизация. Необходимо проанализировать потенциальные опасности, которые могут возникнуть в рассматриваемых производственных условиях, привести основные мероприятия по обеспечению безопасности при всех видах работ, связанных с монтажом, обслуживанием и наладкой средств автоматизации, мероприятия по промышленной санитарии, обеспечению пожарной безопасности, а также произвести расчет параметров принятой установки пожаротушения.

5.1 Анализ производственных опасностей и вредностей

При монтаже, наладке, эксплуатации и ремонте средств автоматизации в цехе осушки газа производственные опасности и вредности могут быть обусловлены следующими факторами:

- наличием вредных для организма веществ, таких как:

а) природный газ, действующий удушающе при незначительном содержании в воздухе. При легких отравлениях в начале наблюдается период возбуждения, характеризующийся сонливостью, беспричинной веселостью, затем появляется головная боль, головокружение, усиленное сердцебиение, тошнота. При тяжелых отравлениях парами углеводородов наступает потеря сознания, судороги, ослабление дыхания;

б) конденсат газа, являющийся ядом при приеме внутрь, а при вдыхании паров  вызывающий отравления Симптомы отравления: головная боль, головокружение, психическое возбуждение, веселость, сухость во рту, тошнота и рвота. При сильных отравлениях газом человек не реагирует на свет. Признаки хронического отравления - мышечная слабость, вялость, утомляемость, потеря в весе, бессонница, раздражительность. При длительном соприкосновении с кожей вызывает кожные заболевания;

в) метанол, используемый для предотвращения гидратообразования, - сильный яд, действующий на нервную и сосудистую системы, слизистую оболочку дыхательных путей. При приеме внутрь и при вдыхании паров (до 10-15г)  приводит к тяжелому отравлению организма, ведущему к слепоте и даже смерти. Отравление происходит не только при попадании жидкости внутрь, но и при вдыхании паров и проникновении их через кожу тела. Метанол медленно накапливается в организме и еще медленнее выводится. Хроническое отравление наступает медленно при вдыхании паров и сопровождается раздражением слизистых оболочек, головными болями, шумом в ушах, общим стрессом, расстройством зрения, вплоть до слепоты;

г) ДЭГ, используемый в качестве абсорбента, действует на центральную нервную систему. При длительном вдыхании паров в концентрациях значительно превышающих ПДК, появляется головокружение, тошнота, головная боль и слабость, а при значительных концентрациях может наступить отравление. При воздействии на кожу обезжиривает ткани.

- наличием в производственной среде взрывопожароопасных газов, паров, жидкостей и веществ (таблица 5.1) в местах установки приборов;

- возможностью возникновениея пожара и взрыва при разгерметизации оборудования и трубопроводов или при нарушении режима работы оборудования.

- воздействием электрического тока из-за случайного прикосновения к токоведущим частям стоек системы контроля и управления, а также в случае нарушения изоляции кабелей, проводов без снятия напряжения, неприменения средств защиты (Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты. ГОСТ 12.1.019-79 ССБТ);

- пожарной опасностью электроустановок средств автоматизации;

- накоплением статического электричества при истечении жидкости, струй сжатых и сжиженных газов по трубопроводам, что опасно появлением искры во взрывоопасных помещениях;

- опасность прямых ударов молнии при отсутствии молниезащиты, что может привести к пожару и поражению обслуживающего персонала;

- наличием высокого давления (около 8 МПа) в трубопроводах и аппаратах, на которых устанавливаются и эксплуатируются приборы и средства автоматизации;

- возможность падения с высоты более h=5,0 метров, при установке и обслуживании средств автоматизации на сепараторах, абсорберах высотой до 12 метров и технологических линиях, связанных с ними;

- воздействием шума и вибрации от движущихся с большой скоростью реагентов по трубопроводам на приборы и на обслуживающий персонал;

- санитарно-гигиеническими и метеорологическими условиями производственной среды (резкая смена температур, в зимнее время персонал подвержен низким температурам до минус 55 °С, в летнее время в помещениях температура достигает повышенных значений; недостаточное естественное освещение в полярные ночи; отрицательно влияет на организм человека и низкое содержание кислорода в атмосфере регионов Крайнего Севера).

Характеристика вредных веществ приведена в таблице 5.1.

Таблица 5.1- Характеристика вредных веществ в рабочей зоне

Наименование

вещества

Предельная допустимая концентрация,

мг/м³

Класс

опас-ностей

Температура, ˚С

Объемная доля предела

взрываемости, %

в рабочей зоне

в насе-ленномпункте

вспыш-ки

самовос-пламене-ния

НПВ

ВПВ

Природный газ

100

-

4

-

537

4.5

15

Конденсат газа

100

-

4

30

287

1.4

7.5

Метанол

5.0

-

3

6

464

5.5

36.5

ДЭГ

10

3

-

350

0.2

68

Характеристика помещения по пожароопасности и взрывоопасности приведена в таблицае 5.2.

Таблица 5.2 - Классификация цеха по пожароопасности и взрывоопасности

Наименование помещений и сооружений

Наимено-вание
продуктов

Категория
пожаро-опаности  (НПБ 105-03)

Класс зон взрыво-
опасности и пожароопас-ности  (по ПУЭ)

Категория и группы взрывоопасных сред (ГОСТ 12.1.011-78)

Цех осушки газа

Газ, конденсат газа, метанол, ДЭГ

А

В-1а

IIА-Т3

Емкость дренажная ДЭГ

ДЭГ

Ан

В-1г

IIAT3

Щитовая ЦОГ

-

Д

-

-

Операторная

-

Д

-

-

В соответствии с общими принципами обеспечения безопасности производства необходимо разработать мероприятия, направленные на обеспечение безопасности персонала при его работе в рассматриваемых производственных условиях.

5.2 Мероприятия по обеспечению безопасных и безвредных условий труда

Во избежание несчастных случаев при установке и обслуживании средств автоматизации направляемый на работу персонал проходит соответствующую подготовку, производственный инструктаж, знакомиться с общими правилами техники безопасности и с безопасными методами работы, а также с методами оказания первой помощи. По окончании инструктажа направляемые на работу сдают экзамен по технике безопасности в соответствии с ПБ 08-624-03, ПБ-12-245-98, ПУЭ, ПТЭ и в соответствии с ГОСТ 12.0.004-99 ССБТ «Организация обучения безопасности труда. Общие положения» и получают удостоверение с присвоенной квалификационной группы, дающее им право работать по обслуживанию действующих электроустановок.

Основными мероприятиями по обеспечению безопасных и безвредных условий труда являются:

    - мероприятия по технике безопасности;

    - мероприятия по промышленной санитарии;

    - мероприятия по пожарной безопасности.

5.2.1 Мероприятия по технике безопасности.

Мероприятия по электробезопасности включают следующее:

- при эксплуатации средств автоматизации необходимо соблюдать "Правила устройства электроустановок" (ПУЭ), "Правила эксплуатации электроустановок потребителей" и "Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок";

- все токоведущие части электрических устройств изолированы                (Rиз ≥ 0.5 МОм);

  1.  по способу защиты человека от поражения электрическим током изделия средств автоматического управления соответствуют классам 1 и 2 (для изделий, предназначенных для соединения с источником напряжения 220 В) и классу 3 (для изделий, предназначенных для соединения с источником напряжения 24 В) по  ГОСТ 12.2.007-03;

- все потребители электроэнергии имеют заземление или зануление           (R3 ≤ 4 Ом) согласно ГОСТ 12.1.030-96 ССБТ «Электробезопасность. Защитное заземление. Зануление.»;

- все части устройств, находящиеся под напряжением размещены в корпусах, обеспечивающих защиту обслуживающего персонала от соприкосновения с деталями, находящимися под напряжением;

- основное электрооборудование располагается отдельно от цеха - в щитовой ЦОГ, и находится в специальных промышленных шкафах;

- устройства снабжены световыми индикаторами включения питающей сети;

- при работе на электроустановках и с электрооборудованием широко применяются средства индивидуальной защиты – резиновые диэлектрические перчатки, галоши, боты, коврики, деревянные подставки на изоляторах, специальный монтирующий инструмент и изолирующими рукоятками, приспособления для обнаружения и замера его величины;

- подключение разъемов, замена плавких предохранителей производится только при отключенных напряжениях питания устройств. Подключение напряжения питания к контроллерам осуществляется через блоки питания;

- устройства, подключаемые к питающей сети или источникам питания с напряжением более 25 В переменного тока  (действующее значение)  или  выше                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                       

Мероприятия по взрывобезопасности:

- электрооборудование, приборы, датчики, преобразователи систем КИП и А выполнены во взрывозащищенном исполнении, в соответствии с ГОСТ 12.2.020-96 ССБТ;

- установлены сигнализаторы довзрывных концентраций в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51330.9-99. При достижении 10% нижнего концентрационного предела распространения пламени (НКПР) предусмотрено включение аварийной вентиляции и срабатывание звуковой и световой сигнализации. При достижении 20% НКПР предусмотрен аварийный останов ЦОГ;

- все ремонтные работы в цехе производятся инструментом, изготовленным из металла, не дающего при ударе искр;

- предотвращение накопления зарядов на оборудовании достигается заземлением всех металлических частей, на которых могут появиться заряды;

- предотвращение накопления зарядов на человеке достигается устройством электропроводящих полов или заземленных зон, помостов и рабочих площадок, обеспечением работающих токопроводящей обувью и спецодеждой;

- молниезащита выполнена согласно «Инструкции по устройству молниезащиты зданий, сооружений и промышленных коммуникаций» (СО 153-34.21.122-2003).

Для свободного и безопасного доступа обслуживающего персонала к аппаратам и местам расположения КИП и А смонтированы площадки и лестницы.

Мероприятия по безопасности при работе с сосудами и трубопроводами под давлением:

- технологические аппараты и отдельные узлы установки, работающие под

избыточным давлением выше 0.07 МПа, а также материалы для их изготовления соответствуют требованиям «Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением». М.,1996 (ПБ 10-115-96);

- все аппараты и трубопроводы, где может возникнуть давление, превышающее расчетное, оснащены блоками предохранительных клапанов с переключающими устройствами;

- технологическое оборудование, фланцевые соединения, клапанные сборки выполнены герметично;

- задвижки и вентили на аппаратах и трубопроводах систематически прокручиваются и смазываются;

- производится регулярная поверка и обслуживание манометров согласно требованиям инструкций и правил комитета Стандартов.

5.2.2 Мероприятия по промышленной санитарии.

При выполнении работ по монтажу и ремонту средств автоматизации в ЦОГ следует применять соответствующие защитные средства.

В соответствии с требованиями безопасности на газовом промысле должно предусматриваться обеспечение работающего персонала средствами индивидуальной защиты и предохранительными приспособлениями. Согласно ГОСТ 12.4.011-89 ССБТ «Средства защиты работающих» всем рабочим и служащим бесплатно выдаются спецодежда, спецобувь и другие средства индивидуальной защиты. Они служат для предохранения от загрязнения, от действия едких веществ, от ожогов, от сырости и воды, от низких и высоких температур, от поражения электрическим током и ряда других вредных или опасных производственных факторов.

Для ограничения воздействия шума и вибрации на персонал при
монтаже, эксплуатации, ремонте контрольно-измерительных приборов
применяются дополнительные средства по звукоизоляции аппаратов и
оборудования цеха, а также наушники.

Производственному освещению уделяется особое внимание, и к нему предъявляется особо высокие требования, так как оно оказывает положительное психологическое воздействие и способствует повышению производительности труда. Освещение помещений соответствует СНиП-23-05-95:

а) в производственных помещениях - 50 люкс;

б) в операторной - 200 люкс;

В дневное суток время используется естественное освещение, а в темное время – искусственное.

Поддержание температуры, необходимой для эксплуатации оборудования и средств автоматизации в соответствии с техническими условиями, осуществляется автоматически или местно, электрическим отоплением. При температуре окружающего воздуха ниже допустимой в операторной, где установлены вторичные приборы, отопление включается автоматически.

По ГОСТ 12.4.021-75 «ССБТ. Системы вентиляционные. Общие требования» в помещении ЦОГ для безопасной работы и создания нормальных метеорологических условий, предусмотрена механическая, естественная и комбинированная вентиляция. Загрязненный воздух, перед выбросом, очищается.

Для организации доврачебной помощи имеется необходимый набор медикаментов и медицинских средств в аптечках.

5.2.3 Мероприятия по пожаробезопасности.

Обеспечение пожарной безопасности в ЦОГ осуществляется в соответствии со следующими документами: «Правила пожарной безопасности для предприятий и организаций в газовой промышленности» ВППБ-01-04-98, ГОСТ 12.1.004-99 «Пожарная безопасность», «Правилами пожарной безопасности в Российской Федерации» ППБ-01-03.

Основные мероприятия по пожарной безопасности:

-   для  тушения  возгораний  по  ГОСТ 12.4.009-96 «ССБТ.   Пожарная техника для защиты объектов. Основные виды. Размещение и обслуживание»  предусмотрены средства пожаротушения;

- отведены специальные  места для курения;

- к зданияю ЦОГ по всей длине обеспечен подъезд пожарных автомобилей;

- количество эвакуационных выходов из здания - не менее двух;

- не допускаются посторонние лица на территорию объекта;

- для исключения попадания прямых ударов молний, которые могут вызвать пожары и взрывы предусмотрены средства молниезащиты ЦОГ;

  1.  монтаж искробезопасных цепей выполнен согласно главам 7.3.72, 7.3.117 ПУЭ.

- технологическое помещение содержится в чистом виде. Полы ровные, каналы на отметке 0.0 перекрыты сплошными плитами из несгораемого материала. Двери с обеих сторон обшиты листовым металлом, заземлены и постоянно закрыты для обеспечения требуемой огнестойкости и снятия электростатических зарядов с  обслуживающего персонала;

- отогревание аппаратов, коммуникаций и запорных устройств производится паром, горячей водой и другими безопасными в пожарном отношении способами;

- на площадке ЦОГ предусмотрена система наружного водяного пожаротушения, осуществляемого от незамерзающих пожарных гидрантов, установленных на кольцевой сети объединенного хозяйственно-питьевого противопожарного водопровода. Внутреннее пожаротушение воздушно-механической пеной  осуществляется от пожарных кранов, установленных внутри помещения.

При монтаже, обслуживании и ремонте приборов и датчиков, установленных в цехе необходимо пользоваться ключами, покрытыми медью или техническим вазелином для исключения искрообразования.

При ремонте приборов соблюдаются особые меры предосторожности. Вышедшие из строя датчики заменяются исправными, а ремонтные работы производятся в мастерской. Снятие приборов для замены производится только при снятом напряжении при наличии наряда-допуска. Одновременно с этим на отключающие ключи, рубильники вывешиваются предупредительные плакаты.

5.3 Расчет параметров установки пожаротушения. Общая характеристика принятой установки пенного тушения

Для тушения пожаров в насосной, применяется стационарная воздушно–пенная установка конструкции ОВПО–2 и два пожарных гидранта. Огнегасильное вещество – воздушно–механическая пена, имеющая кратность около восьмидесяти и хорошую подвижность. Пена получается в стационарных пеногенераторах ГПС–600 при смешении шести процентного раствора пенообразователя ПО–1 с воздухом. На рисунке 5.1 приведена схема осуществления пожаротушения.

1- пенораспределители; 2 - пожарный трубопровод; 3 - насосная станция автоматического пожаротушения

Рисунок 5.1 - Схема осуществления автоматического пожаротушения ЦОГ

Определим расчетный объем V (м3) защищаемого помещения или объем локального пожаротушения за исключением величины объема сплошных (непроницаемых) строительных несгораемых элементов:

Vр=a · b · h - Vа ,                                                                                            (5.1)

где  Vр  -  расчетный защищаемый объем, м3;

         а - длина здания, м;

         b - ширина здания, м;

         h - защищаемая высота, м;

       Vа - объем аппаратов цеха, м3.

Метод тушения – комбинированный, от площади к объему, это диктуется наличием трубопроводов на высоте 1,85 м, поскольку очаг пожара может возникнуть в любой точке по высоте трубопроводов обвязки, а остаточное давление в трубах будет способствовать образованию форсуночного горения, то при расчёте на объёмное тушение высота принимается равной 1,9 м.

Ширина цеха осушки газа - 10 м, длина - 65.25 м.

Получим Vр=10 · 65.25 · 1.9 - 240 = 1000 м3.           

Используются стационарные пеногенераторы ГПС–600. Производительность принятого пеногенератора по пене составляет 0,6 м3/с.

Определим расчетное количество генераторов высокократной пены:

 

          (5.2)

где n - искомое число пеногенераторов, шт.;

      a - коэффициент разрушения пены;

     V - защищаемый объём, м3;

       t - расчётное время тушения пожара, мин;

      Q - производительность пеногенераторов по пене, м3/мин.

Расчётное время тушения пожара t=10 мин.

Значение коэффициента а рассчитывается по формуле:

а = К1  К2  К3,                                                                                           (5.3)

где К1 - коэффициент учитывающий усадку пены, принимается равным 1,5 при высоте помещения до 10 м;

       К2 - учитывает утечки пены; при отсутствии открытых проемов принимается равным 1,2;

     К3 - учитывает влияние дымовых газов на разрушение пены. Для учета влияния продуктов сгорания углеводородных жидкостей значение коэффициента принимается равным 1,5.  

Значит, К = 1,2 · 1,2 · 1,5 = 2,7

Необходимое количество пеногенераторов составит:

Расход раствора пенообразователя типа ПО–1 составляет 0,055 м3/с. По расчётам принимаем десять пеногенераторов ГПС–600. Для их работы необходимо обеспечить суммарный расход пенообразователя 0,55 м3/с.

Определяем расчетное количество пенообразователя, м3:

       (5.4)

где с - объемная концентрация пенообразователя в растворе, %;

  Vпен - количество пенообразователя, м3;

       t - расчётное время тушения пожара, мин;

     Q - суммарный расход пенообразователя, м3/с.

Количество пенообразователя составит:

м3.

Расчёт Vбд бака-дозатора производим с учётом троекратного запаса пенообразователя  м3. Следовательно, будем использовать два бака-дозатора по 30 м3.

6 Оценка экономической эффективности от замены датчика в ЦОГ

6.1 Характеристика ООО «Газпром добыча Ямбург»

ООО «Газпром добыча Ямбург» владеет лицензиями на разработку трех крупнейших месторождений:

- Ямбургского газоконденсатного (разрабатывается с 1986 г);

- Заполярного газонефтеконденсатного (разрабатывается с 2001 г);

- Тазовского газонефтеконденсатного (готовится к вводу в опытно-промышленную эксплуатацию).

Сегодня компания «Газпром добыча Ямбург» состоит из двух подразделений, обеспечивающих добычу углеводородного сырья. Это газопромысловое и нефтегазодобывающее управления. Подготовка газа к транспорту осуществляется на 15 установках комплексной и предварительной подготовки газа. Всего по «Газпром добыча Ямбург» насчитывается около 2000 газовых и газоконденсатных скважин. Суммарная протяженность эксплуатируемых газопроводов-шлейфов и межпромысловых коллекторов составляет свыше 2000 километров.

Вспомогательные подразделения-филиалы обеспечивают стабильную жизнедеятельность компании. На их балансе находится свыше 500 км автомобильных дорог с твердым покрытием, более 1,5 тысяч единиц автомобильного транспорта, 284 жилищных и социально-культурных объекта в вахтовых поселках, 705 тысяч квадратных метров обслуживаемого жилого фонда.

ООО «Газпром добыча Ямбург» - лидер добычи в структуре ОАО «Газпром». За 2011 год добыто свыше 238 миллиардов куб. м газа. ООО «Газпром добыча Ямбург» извлекает из недр примерно каждый второй в структуре добычи «Газпрома» (около 44%) и каждый третий в России (около 38%) кубометр газа, поступающий в единую газотранспортную сеть страны.

ООО «Газпром добыча Ямбург» обладает 15% разведанных запасов газа России и 52% из вовлеченных в разработку залежей Севера Тюменской области. Суммарные начальные запасы углеводородного сырья составляли более 10 триллионов кубометров газа, 240 миллионов тонн газового конденсата и 370 миллионов тонн нефти.

Заполярное нефтегазоконденсатное месторождение находится в южной части Тазовского района. По объему запасов оно занимает пятое место в мире и относится к категории уникальных. От других месторождений отличается своей компактностью. Площадь месторождения - 8745 га. В длину простирается на 50 километров, в ширину на 30. Это позволяет вести разработку сеноманских залежей всего тремя (самыми мощными в Мире) установками комплексной подготовки газа. Заполярное достигло своей проектной мощности в 140 миллиардов кубических метров газа в год 2 октября 2011 г. Оно обеспечило прирост уровня добычи газа всей отрасли.

Руководство «Газпром добыча Ямбург» поддерживает научную и изобретательскую деятельность своих работников. Только за 11 месяцев 2011 года работниками предприятия было подано 325 рацпредложений, из которых принято в качестве рационализаторских 152, 100 - внедрено в производство. Ожидаемый экономический эффект составил более 60 млн рублей.

Целью данного раздела дипломного проекта является оценка экономической эффективности от внедрения анализатора точки росы «КОНГ-Прима-10»  на выходах газа из абсорберов ЦОГ вместо устаревшего варианта «КОНГ-Прима-2».

6.2 Основные источники экономической эффективности проекта

Экономическая эффективность от внедрения предлагаемого мероприятия обусловлена следующими факторами:

- более высокая точность измерения температуры точки росы;

- уменьшение расхода диэтиленгликоля в абсорбере.

6.3  Методика расчета экономической эффективности инвестиций

Инвестиции - средства (денежные средства, ценные бумаги, иное имущество, в том числе и имущественные права, имеющие денежную оценку), вкладываемые в объекты предпринимательской и (или) иной деятельности с целью получения прибыли и (или) достижения иного полезного эффекта.

Различаются:

- капиталообразующие инвестиции, обеспечивающие создание и воспроизводство фондов; состоят из капитальных вложений, оборотного капитала, а также, иных средств, необходимых для проекта;

- портфельные инвестиции - помещение средств в финансовые активы.

Капитальные вложения - инвестиции в основной капитал (основные средства), в том числе затраты на новое строительство, расширение, реконструкцию и техническое перевооружение действующих предприятий, приобретение машин, оборудования, инструмента, инвентаря, проектно-изыскательные работы и другие затраты.

Проект - комплекс действий (работ, услуг, приобретений, управленческих операций и решений), направленных на достижение сформулированной цели.

Инвестиционный проект - обоснование экономической целесообразности, объема и сроков осуществления капитальных вложений, в том числе необходимая проектно-сметная документация. Эффективность инвестиционного проекта характеризуется системой показателей, отражающих соотношение затрат и результатов применительно к интересам его участников.

Под экономической эффективностью понимается относительная величина, получаемая в результате сопоставления экономического эффекта с затратами, вызвавшими этот эффект.

Анализ эффективности инвестиционного проекта основывается на моделировании денежных потоков, складывающихся в течении всего срока жизни проекта. Денежный поток (поток реальных денег) складывается из всех притоков и оттоков денежных средств в некоторый момент времени (или на некотором шаге расчета).

Приток денежных средств равен величине денежных поступлений (результатов в стоимостном выражении) на соответствующем шаге. Отток равен платежам (затратам) на этом шаге.

Срок жизни проекта (расчетный период) должен охватывать весь жизненный цикл разработки и реализации проекта вплоть до его прекращения. Срок жизни проекта включает в себя следующие основные стадии (этапы): инвестиционную, эксплуатационную, ликвидационную.

Для оценки эффективности инвестиционных проектов применяется метод дисконтированной оценки, который базируется на учете временного фактора. Данный метод учитывает временной фактор с позиции стоимости денег в будущем.

Расходы и доходы, распределенные по времени, приводятся к единому моменту времени - расчетному или базовому моменту. Расчетным или базовым моментом считается дата начала реализации объекта или начало производства продукции.

Процедура приведения разновременных доходов и расходов к базовой дате называется дисконтированием.

Одним из показателей экономической эффективности является чистый дисконтный доход (ЧДД), который определяется как сумма текущих эффектов за весь расчетный период.

,                                                                 (6.1)

где Pt – стоимостная оценка результата реализации проекта (приток денежных средств);

      Зt – стоимостная оценка затрат, включая капитальные вложения (отток денежных средств);

Т – срок жизни проекта (расчетный период);

r – ставка (норма) дисконта;

(Pt – Зt) – поток реальных денег для проекта в целом или отдельного его участника.

Проект считается прибыльным и его следует принять, если ЧДД больше нуля.

,                                                                                       (6.2)

где t – год расчетного периода;

    N –  плановый срок обновления системы, лет;

  ЧД –  чистый доход в году t, руб.;

     αt – коэффициент дисконтирования.

В качестве начального года расчетного периода принимается год начала финансирования работ по осуществлению мероприятия, включая проведение научных исследований. Конечный год tN расчетного периода определяется моментом завершения установленного жизненного цикла проектируемой системы, зависящий от планового срока обновления по условиям их использования или срока службы.

Приведение разновременных затрат и результатов всех лет периода реализации мероприятия к расчетному году осуществляется путем умножения их величины за каждый год на коэффициент дисконтирования, рассчитываемый по формуле:

,                                                                                                  (6.3)

где  r – величина ставки дисконта, r =10%.

Важным фактором, влияющим на оценку эффективности проекта, является ставка дисконта. Величина ставки дисконта обычно применяется на уровне ссудного процента. Чем меньше ставка, тем эффективность проекта больше.

Для определения величины чистого дохода, приходящегося на рубль капиталовложений, используется индекс доходности (ИД), который определяется отношением суммы дисконтированных эффектов к сумме дисконтированных капитальных вложений:

,                                                                                             (6.4)

где  К - капитальные вложения, руб.

Считается, что если ИД=1, то приведенные доходы равны приведенным инвестициям; если ИД>1, то инвестиционный проект имеет доходность; если ИД<1 - это означает неэффективность проекта.

Срок окупаемости с учетом дисконтирования (Ток) – продолжительность периода от начального момента до момента окупаемости, расчет которого проводится графически или по формуле:

,                                                                                            (6.5)

Внутренней нормой доходности (ВНД) называется такое положительное число , что при норме дисконта ЧДД проекта обращается в нуль, при всех больших значениях  – ЧДД отрицателен, при всех меньших значениях – ЧДД положителен. ВНД определяется графическим методом по зависимости накопленного ЧДД от ставки дисконтирования r.

ВНД показывает максимальную ставку платы за инвестиции, при которой они остаются безубыточными [11].

6.4 Расчет экономической эффективности проекта

6.4.1 Расчет капитальных вложений.

К капитальным вложениям относятся затраты на приобретение оборудования, монтаж и наладку приборов. Стоимостные показатели приведены в таблице 6.1.

Объём капиталовложений рассчитывается по формуле:

К = Зобпнр смр ,                                                                            (6.6)

где К – объём капиталовложений, тыс. руб.;

   Зоб – затраты на оборудование, тыс. руб.;

  Зпнр – затраты на пуско-наладочные работы (ПНР), тыс. руб.;

  Зсмр – затраты на строительно-монтажные работы (СМР), тыс. руб.

Таблица 6.1 – Вид капитальных затрат и их объём

Вид капитальных затрат

Значение, тыс. руб.

Стоимость оборудования

1101,5

Стоимость СМР

15

Стоимость ПНР

20

Итого

1136,5

6.4.2 Формирование эксплуатационных затрат

Годовые эксплуатационные затраты, связанные с обслуживанием и эксплуатацией приборов, средств или систем автоматизации, рассчитываются по следующей формуле:

,                                                             (6.5)

где    Звспом - затраты на вспомогательные материалы;

Зрем - затраты на ремонт;

Зобор - затраты на обслуживание оборудования, т.е. на заработную плату                                              работника (работников), занимающегося обслуживанием;

  Зам - амортизационные отчисления по приборам, средствам автоматизации, внедряемому оборудованию;

 Зпр - прочие затраты.

Затраты на вспомогательные материалы составляют 20% от стоимости капитальных вложений:

,                                                                                             (6.6)

Звспом= 0,2·1136,5 =227,3 тыс. руб.  

Затраты на ремонт оборудования составляют 25% от капитальных вложений:

,                                                                                             (6.7)

Зрем = 0,25·1136,5= 284,13 тыс. руб.

Затраты на амортизацию составляют 10% от капитальных вложений, т.к. эксплуатационный срок оборудования 10 лет:

,                                                                                              (6.8)

где    На - норма амортизации.

Зам=1136,5·0.1=113,65 тыс. руб

Затраты на содержание и эксплуатацию оборудования составляют 40%   от капитальных вложений:

          Зобор = 0,4·КВ                                                                                       (6.9)

Зобор= 0,4·1136,5= 454,6 тыс. руб.    

Затраты системы на потребление электроэнергии составляют:

Зпот = Wу·Тр·Sэ,                                                (6.10)

где Wy – установленная электромощность, 4 кВт;

Tp – число рабочих часов, (24·365 = 8760);

Sэ – тариф на электроэнергию, руб./кВт·ч (1,9).

Из формулы (6.10) имеем:

Зпот =365·24·4·1,9=66,58 тыс.руб.

Величина прочих затрат принимается равной 25% от суммы других затрат:

Зпр =0,25 · (3вспом+3рем+3обор+3ам+3пот)                                                  (6.11)

Зпр =0,25· (227,3+284,13+454,6+113,65+66,58)=286,57 тыс. руб

Результаты расчета эксплуатационных затрат представлены в таблице 6.2.

Таблица 6.2 - Текущие затраты при использовании анализатора точки росы «КОНГ-Прима-10»

Наименование затрат

Результат, тыс.руб.

Вспомогательные материалы (0,2·КВ)

227,3

Ремонт (0,25·КВ)

284,125

Содержание и эксплуатация (0,4·КВ)

454,6

Затраты от потерь энергии (Wу·Тр·Sэ)

66,58

Амортизация (На·КВ)

113,65

Прочие

286,57

Эксплуатационные издержки

1432,82

6.4.3 Формирование выгоды от проекта.

Из-за несовершенства своей конструкции преобразователь точки росы «КОНГ-Прима-2»,  используемый в настоящий момент, завышает показание температуры точки росы газа. Вследствие этого в абсорбер подается лишние количество РДЭГа для осушки газа. Введение нового анализатора «КОНГ-Прима-10» позволит намного точнее определять температуру точки росы и сопутствовать подачи РДЭГа в необходимом, меньшем количестве.

В ходе проведения лабораторных экспериментов было доказано, что анализатор «КОНГ-Пима-10» при рабочем давлении P = 7,8 МПа показывает температуру точки росы газа в -20°С, а преобразователь «КОНГ-Пима-2» -19°С.

Следовательно, для того чтобы достигать нужную точку росы в абсорбер необходимо подавать меньшее количество РДЭГа.

В цехе осушки газа УКПГ-1С это значение G = 121, 128 кг

После внедрения анализатора «КОНГ-Пима-10» экономическая эффективность определяется по формуле:

В=G·Cдэг·365,          (6.12)

где G – количество РДЭГа, кг/сут;

   Cдэг – стоимость ДЭГа (44 руб/кг)

В = 121,128·44·365=1945,32 тыс. руб/год.

В результате получаем годовую экономию в размере 1945,32 тыс. руб. в год.

Исходные данные для расчета экономического эффекта приведены ниже в таблице 6.3.

Таблица 6.3- Исходные данные для расчета экономического эффекта

Наименование параметра

Величина

Капитальные вложения, тыс. руб.

1136,69

Эксплуатационные издержки, тыс. руб.

1432,82

Амортизация, тыс. руб.

113,67

Экономия затрат, тыс. руб.

1945,32

Ставка дисконта, %

15

Величина расчетного периода, лет

10

При расчете экономической эффективности инвестиционного проекта расчетный период Т складывается из времени внедрения объекта в производство, которое принимается равным одному году, и времени эксплуатации объекта, которое составляет 10 лет. Результаты расчета налога на имущества заносим в таблицу 6.4.

Проводим расчеты экономической эффективности проекта  для всех расчетных годов по приведённым формулам, а результаты вычислений заносим в таблицу 6.5. Коэффициенты дисконтирования рассчитываем исходя из стоимости капитала для предприятия равной 15%.

Таблица 6.4 - Расчет налога на имущество, тыс. руб

Показатель\ год

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Стоимость основных фондов на начало года, тыс. руб

1136,5

1022,9

909,20

795,55

681,90

568,25

454,60

340,95

227,30

113,65

Амортизационные отчисления, тыс. руб

113,65

113,65

113,65

113,65

113,65

113,65

113,65

113,65

113,65

113,65

Стоимость основных фондов на конец года, тыс. руб

1022,9

909,20

795,55

681,90

568,25

454,60

340,95

227,30

113,65

0

Среднегодовая стоимость основных фондов, тыс. руб

1079,7

966,03

852,38

738,73

625,08

511,43

397,78

284,13

170,48

56,83

Налог на имущество, тыс. руб

21,59

19,32

17,05

14,77

12,50

10,23

7,96

5,68

3,41

1,137

Расчет эффективности проекта приведен в таблице 6.6.


Таблица 6.5 - Расчет эффективности проекта

Год

Показатель

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Капитальные вложения, тыс. руб

1136,5

Выгоды, тыс. руб

-

1945,32

1945,32

1945,32

1945,32

1945,32

1945,32

1945,32

1945,32

1945,32

1945,32

Эксплуатационные затраты, тыс. руб

-

1432,82

1432,82

1432,82

1432,82

1432,82

1432,82

1432,82

1432,82

1432,82

1432,82

в т.ч амортизация, тыс. руб

-

113,65

113,65

113,65

113,65

113,65

113,65

113,65

113,65

113,65

113,65

Налог на имущество, тыс. руб

-

21,59

19,32

17,05

14,77

12,50

10,23

7,96

5,68

3,41

1,14

Валовая прибыль, тыс. руб

-

490,91

493,18

495,45

497,73

500,00

502,27

504,55

506,82

509,09

511,36

Налог на прибыль, тыс. руб

-

98,18

98,64

99,09

99,55

100,00

100,45

100,91

101,36

101,82

102,27

Чистый операционный доход, тыс. руб

-

506,38

508,19

510,01

511,83

513,65

515,47

517,29

519,11

520,92

522,74

Сальдо денежного потока от операционной деятельности, тыс. руб

-

620,03

621,84

623,66

625,48

627,30

629,12

630,94

632,76

634,57

636,39

Сальдо денежного потока от инвестиционной деятельности, тыс. руб

-1136,5

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Сальдо двух потоков (чистые денежные поступления проекта), тыс. руб

-1136,5

620,03

621,84

623,66

625,48

627,30

629,12

630,94

632,76

634,57

636,39

Коэффициент дисконтирования

1,00

0,87

0,76

0,66

0,57

0,50

0,43

0,38

0,33

0,28

0,25

Чистые дисконтированные денежные поступления проекта, тыс. руб

-1136,5

539,42

472,60

411,62

356,52

313,65

270,52

239,76

208,81

177,68

159,10

Чистые дисконтированные денежные поступления проекта нарастающим итогом, тыс. руб

-1136,5

-597,08

-124,48

287,14

643,67

957,32

1227,84

1467,59

1676,40

1854,08

2013,18


По результатам расчета экономической эффективности построим финансовый профиль инвестиционного проекта для определения срока окупаемости (рисунок 6.1). Изменение денежных потоков наличности изображено на рисунке 6.2.

Рисунок 6.1 – Финансовый профиль проекта

Рисунок 6.2 – Изменение денежных потоков наличности

Как видно из рисунка 6.2, срок окупаемости проекта составляет около 2,9 лет.

Внутреннюю норму доходности определим по графику на рисунке 6.3.

Рисунок 6.3 – Определение внутренней нормы доходности

ИД= (ЧДД/КП)+1 =(2013,18/1136,5)+1 = 2,77 дол. ед.  

Обобщающие экономические показатели эффективности проекта приведем в таблице 6.6.

Таблица 6.6 – Эффективность проекта

Показатель

Значение

Инвестиции, тыс.руб.

1136,5

Расчетный период, лет

10

Годовые выгоды, тыс.руб.

1945,32

Ставка дисконтирования, %

15

Чистый дисконтированный доход, тыс.руб.

2013,18

Индекс доходности, дол.ед.

2,77

Внутренняя норма доходности, %

55

Срок окупаемости, лет

2,9

Давая оценку эффективности внедрения анализатора температуры точки росы «КОНГ-Прима-10» можно сделать вывод, что данный проект целесообразен. Окупается за довольно короткий срок, при этом дает хороший прирост в бюджете организации.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Данным дипломным проектом подтвержден высокий уровень автоматизации цеха осушки газа на УКПГ-1С Заполярного газонефтеконденсатного месторождения. АСУ ТП в полной мере обеспечивает контроль над всеми технологическими процессами осушки газа и способствует поддержанию показателей качества газа на должном уроне.  

Выбранный анализатор температуры точки росы «КОНГ-Прима-10» обеспечивает более точное измерение за счет новой конструкции датчика, включающего в себя три фотоприемника, способствует более высокому контролю за качеством газа. Разработанный алгоритм позволяет контролировать количество подаваемого ДЭГа в абсорберы в зависимости от температуры точки росы газа.

Проанализированные условия производственной среды свидетельствуют о необходимости принятия мероприятий по обеспечению производственной безопасности. Рассчитанные параметры установки пожаротушения способствуют своевременному тушению огня в цехе осушки газа.

Экономический эффективность проекта подтверждает целесообразность замены анализатора температуры точки росы. Срок окупаемости составляет три года.

Полученные в ходе исследования знания и навыки несомненно будут полезны для дальнейшей работы и помогут достичь успехов.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

  1.  Голубов А.С. Анализ модернизации абсорберов системы осушки газа Заполярного газоконденсатного месторождения // Нефть, газ, промышленность. − 2005. – № 8. – с. 58-59
  2.  Чуракаев А.М. Газоперерабатывающий заводы. Технологические процессы и установки. – М: Химия, 1971. – 240 с.
  3.  Датчики давления Метран – 43. Техническое описание и инструкция по эксплуатации. Челябинск: 2007 – 92 с.
  4.  Преобразователь измерительный уровня буйковый Сапфир -22ДУ-Ех. Руководство по эксплуатации. – М.: ОАО «Теплоприбор», 2008. – 10 с.
  5.  Расходомер ультразвуковой «Гиперфлоу-УС». Руководство по эксплуатации.  Саратов: Научно-производственная фирма «Вымпел», 2005. - 93 с.
  6.  Спецификации технических и программных средств I/A Series. - Foxboro Ink. [Электронный ресурс] - http://iom.invensys.com/RU/Pages/Foxboro.aspx
  7.   Рольф Коласс, Измерение влажности природного газа. Мичел Инструментс GmbH. Журнал нефти и газа (США), 6 февраля 1997 г., стр. 77-81.
  8.   Крашенников С.В. Методические проблемы и контрольные методы определения точки росы по водной фазе для природного газа сложного состава / Крашенников С.В., Елистратов М.В., Кисленко Н.Н [Электронный ресурс] – http://gazanaliz.ru 
  9.   Анализатор точки росы по влаге и углеводородам «КОНГ−Прима−2». Руководство по эксплуатации. КРАУ 2.844.001  РЭ. - Саратов: Научно-производственная фирма «Вымпел», 2000. - 71 с.

10. Анализатор точки росы по влаге и углеводородам «КОНГ−Прима−4». Руководство по эксплуатации. КРАУ 2.844.003 РЭ. - Саратов: Научно-производственная фирма «Вымпел», 2005. - 86 с.

11. Анализатор точки росы по влаге и углеводородам «КОНГ−Прима−10». Руководство по эксплуатации. КРАУ 2.844.005  РЭ. - Саратов: Научно-производственная фирма «Вымпел», 2011. - 91 с.

12. Анализатор температуры точки росы углеводородов и воды Condumax. Руководство по эксплуатации. – М.: ЗАО «Регуляр», 2008. – 41 с.

ПРИЛОЖЕНИЕ А

(обязательное)

Перечень демонстрационных листов

1 Автоматизация установки комплексной подготовки газа Заполярного газонефтеконденсатного месторождения.

2 Цель и задачи ВКР.

3 Технологическая схема цеха осушки газа.

4 Схема расположения объектов УКПГ.

5 Структурная схема АСУ ТП осушки газа.

6 Функциональная схема автоматизации цеха осушки газа.

7 Преобразователи точки росы «КОНГ-Прима-2», «КОНГ-Прима-4». Датчик первичной информации.

8 Преобразователи точки росы «КОНГ-Прима-10». Датчик первичной информации.

9 Принцип работы датчика анализатора точки росы «КОНГ-Прима-10».

10 Анализатор точки росы воды и углеводородов «Condumax».

11 Блок-схема алгоритма автоматической подачи ДЭГ в абсорберы.

12 Выводы.


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

31088. Система национальных счетов 61.5 KB
  Валовой национальный и валовой внутренний продукт Обобщающим показателем объема производства в национальной экономике является валовой продукт ВП который подразделяется на ВВП и ВНП: Валовый внутренний продукт ВВП – это совокупная рыночная стоимость всего объема конечного производства товаров и услуг созданных на территории данной страны в течение года с использованием факторов производства принадлежащих как данной стране так и другим странам. ВНП отличается от ВВП на сумму сальдо полученных данной страной доходов изза рубежа и...
31089. Основные макроэкономические показатели и система национальных счетов 306.49 KB
  СНС содержит три основных показателя совокупного выпуска объема производства – валовой внутренний продукт ВВП валовой национальный продукт ВНП чистый внутренний продукт ЧВП и три показателя совокупного дохода – национальный доход НД личный доход ЛД располагаемый личный доход РЛД. В современных условиях в связи с интернационализацией экономических и хозяйственных связей и трудностями подсчета ВНП изза того что национальные факторы производства каждой страны используются во многих других странах мира основным показателем...
31090. Функции потребления 50 KB
  Модели потребления: кейнсианская жизненного цикла Модильяни постоянного дохода Фридмана Под конечным потреблением подразумевается совокупный объем товаров и услуг которые приобретаются для конечного пользования а не для перепродажи или дальнейшей переработки. Значение предельной склонности к потреблению то есть доля потребления в каждом дополнительном долларе дохода находится между нулем и единицей. Основной психологический закон состоит в том что люди склонны как правило увеличивать свое потребление с ростом дохода но не в той же...
31091. МАКРОЭКОНОМИЧЕСКОЕ РАВНОВЕСИЕ 209.18 KB
  МАКРОЭКОНОМИЧЕСКОЕ РАВНОВЕСИЕ Прочитав эту главу вы узнаете: в какой зависимости находится потребление от дохода и что представляет собой предельная склонность к потреблению; что представляет собой функция потребления и как выглядит ее график; как определяется равновесный уровень национального дохода; как формируются сбережения и что представляют собой общие и индуцированные сбережения; почему в условиях равновесного состояния экономики общие сбережения должны равняться сумме автономных инвестиций и государственных...
31092. Макроэкономическое равновесие: теоретические подходы 140 KB
  Модель D S Важнейшим направлением в макроэкономической теории является изучение условий сбалансированного развития экономики. Равновесное состояние экономики анализируетсяс позицийполитической экономии и экономикс табл. Пропорции звеньев экономики можно представить как соотношение структурных компонентов экономики отраслей регионов факторов производства как соотношение экономических процессов например между спросом и предложением потреблением и сбережениями затратами и результатами и т. Таблица 2 Политическая экономия Экономикс...
31093. Основные проблемы макроэкономики 287.22 KB
  Более строгое определение инфляции учитывающее причины и некоторые следствия роста среднего уровня цен в экономике звучит так: инфляция дисбаланс спроса и предложения форма нарушения общего равновесия в экономике проявляющийся в росте цен и в обесценивании денег. Существует множество видов и типов инфляции. Однако чаще всего функционирование экономики в условиях такой инфляции носит депрессивный характер отсутствуют стимулы для развития предпринимательского сектора поскольку получаемые прибыли съедаются инфляцией. Гиперинфляция...
31094. Основные макроэкономические проблемы 43.5 KB
  Причины и виды безработицы Безработица является характерной чертой современной экономики. Существуют виды безработицы которые неизбежны и которые являются объектом государственного регулирования. Выделяют три основных вида безработицы: фрикционную структурную циклическую. Общее число фрикционных и структурных безработных определяют естественную норму безработицы 56 .
31095. Природа денег. Денежный рынок 30.5 KB
  Природа денег. Денежный рынок Относительно природы денег существуют следующие концепции денег: эмпирическая в которой деньгами называют все что способно выступить в роли платежного средства за товары и услуги; функциональная концепция когда к природе денег подходят через те функции которые они выполняют средства обмена средства накопления стоимости мера стоимостей всех товаров и другие функции. Марксистская концепция которая корнями уходит в классическую объясняет происхождение денег из внутреннего противоречия товара которое в свою...
31096. Основы теории управления 103.5 KB
  Основы теории управления 16. Сущность и природа управления Вся жизнь человека – это бесконечная цепочка его деятельности которая разнообразна и многообразна. Сущность управления состоит в том что это специфический вид деятельности человека который возник как потребность и необходимое условие достижения результата в индивидуальной или совместной деятельности. Содержание управления отражает его функции во всей своей совокупности.