СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
1. ОБЩАЯХАРАКТЕРИСТИКА ПРЕДПРИЯТИЯ
1.1 МЕТРОЛОГИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ
1.2 НАЗНАЧЕНИЕ И ЗАДАЧИМЕТРОЛОГИЧЕСКОЙ СЛУЖБЫ
2. ИЗМЕРЕНИЕПАРАМЕТРОВ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА
2.1 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙПРОЦЕСС КОПРЕМИРОВАНИЯ ГАЗА
2.2 ПАРАМЕТРЫ ТУРБИНЫ ИИХ ИЗМЕРЕНИЕ
2.3 ИЗМЕРЕНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ
2.4 ИЗМЕРЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ
3. ИССЛЕДОВАНИЕ МХ СИ НА СООТВЕТСТВИЕПРЕДЪЯВЛЯЕМЫМ ТРЕБОВАНИЯМ
3.1 МЕТРОЛОГИЧЕСКАЯЭКСПЕРТИЗА ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ
3.2 ОБОСНОВАНИЕ ТОЧНОСТИИЗМЕРЕНИЙ
3.3 ОРГАНИЗАЦИЯ МЕТРОЛОГИЧЕСКОГОКОНТРОЛЯ ЗА РАБОЧИМИ СИ НА ПРЕДПРИЯТИИ
3.4 ПЕРЕЧЕНЬ СИ,ПОДЛЕЖАЩИХ ПОВЕРКЕ И КАЛИБРОВКЕ
3.5 ОЦЕНКАПРАВИЛЬНОСТИ ВЫБОРА СИ
4. ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ ПОСОВЕРШЕНСТВОВАНИЮ СИ
5. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ
6. БЖД
ВВЕДЕНИЕ
Использованиеэнергоресурсов и экономичности работы энергетического оборудования во всевремена является актуальной задачей. Особое значение вопросы экономичностиприобретают для оборудования, которое продолжительное время эксплуатируется втяжелых природно-климатических условиях. метрологическийприродный газ
ООО«Газпромтрансгаз Югорск» эксплуатирует многониточную систему магистральныхгазопроводов (МГ) диаметрами 1000, 1200 и 1400 мм общей протяженностью – 27 034 километров (в однониточномисчислении). В эксплуатации находится 211 КЦ, 1 151 ГПА общеймощностью 15 654 МВт. Предприятие обеспечивает транспорт газа открупнейших месторождений Западной Сибири — Ямбургского, Уренгойского,Заполярного, Юбилейного, Ямсовейского и Медвежьего в направлении ООО «ГазпромтрансгазЧайковский», ООО «Газпромтрансгаз Ухта», ООО «Газпромтрансгаз Екатеринбург».
Поступление газа в газотранспортнуюсистему (ГТС) ООО «Газпромтрансгаз Югорск» от газодобывающих предприятий в 2007году составило 475,1 млрд. м3, что на 4,65 млрд. м3больше чем в 2001 году. Данные по поступлению природного газа от месторожденийи потреблению газа на собственные технологические нужды (СТН) предприятия впериод с 2001 года по 2007 год показывают рост поступления природного газа отгазодобывающих предприятий в систему газопроводов ООО «Газпромтрансгаз Югорск»,и как следствие рост расхода газа на СТН.
Впроцессе эксплуатации системы магистральных газопроводов в числе другихважнейших задач на первый план выдвигается задача оценки эффективностииспользования основных топливно-энергетических ресурсов и отыскания резервов ихэкономии.
Целью данной дипломной работыявляется разработка рекомендаций по совершенствованию средств измерений втурбокомпрессорном цехе Комсомольской ГКС.
Дипломная работа содержитвведение, шесть разделов и заключение.
В первом разделе дана общаяхарактеристика предприятия и метрологического обеспечения производства,рассмотрен технологический процесс компремирования природногогаза.
Анализу состоянияметрологического обеспечения производства на Комсомольской ГКС посвящен второйраздел дипломной работы. Рассмотрены измеряемые величины и контролируемыепараметры технологического процесса.
В третьем разделе проведеноисследование метрологических характеристик средств измерений (СИ), используемыхна ГКС, на соответствие их предъявляемым требованиям. На основанииметрологической экспертизы технологической документации обоснованы требования кточности измерений, проведена оценка правильности выбора СИ. Рассмотренаорганизация метрологического контроля за рабочими СИ.
Разработке рекомендаций посовершенствованию метрологического обеспечения (МО) производства втурбокомпрессорном цехе Комсомольской ГКС посвящен четвертый раздел дипломнойработы.
В пятом разделе проведенотехнико-экономическое обоснование разработанных в дипломной работе предложений.
Рассмотрению вопросовбезопасности жизнедеятельности посвящен шестой раздел дипломной работы.
В заключении обобщены ипроанализированы результаты, полученные при выполнении дипломной работы.
Дипломная работа выполнена позаказу предприятия.
1. ОБЩАЯХАРАКТЕРИСТИКА ПРЕДПРИЯТИЯ
Предприятие по транспортировкеи поставкам газа ООО «Тюментрансгаз», организованное в январе 1966 года,переименованное в январе 2008г в ООО «Газпромтрансгаз Югорск», одно из самыхмощных газотранспортных предприятий в мире. Оно является дочерним предприятиемОАО «Газпром», основанным на собственности Общества. ООО «ГазпромтрансгазЮгорск» принимает газ от месторождений севера Тюменской области: Медвежьего,Уренгойского, Ямбургского, Юбилейного и транспортирует его по многониточнойсистеме газопроводов до городов Урала, центральных регионов России, в «ближнеезарубежье» и Западную Европу.
Предприятие входит в Единую системугазоснабжения страны (ЕСГ РФ), которая функционирует как единый технологическийкомплекс. Территориально магистральные газопроводы предприятия ООО «Газпром трансгазЮгорск» располагаются в Тюменской (на землях Ямало-Ненецкого иХанты-Мансийского автономных округов) и Свердловской областях. Незначительнаячасть газопроводов проходит по Пермскому краю.
В состав «Газпром трансгазЮгорск» входят 57 подразделений, 29 из них – линейно-производственныеуправления магистральных газопроводов (ЛПУ МГ). Предприятие транспортируетсвыше 1,3 млрд. куб. м газа в сутки. Для этой цели имеются 220 компрессорныхстанций, в которых установлены 1125 газоперекачивающих агрегатов общеймощностью свыше 15 тыс. МВт, среди которых 20 типов и модификаций ГПА,единичной мощностью от 5 до 25 МВт, отечественного и импортного производства.
При транспортировке газа по магистральным газопроводамчерез определенные промежутки (140 — 160 км) размещаются компрессорные станции (КС), которые компримируют транспортируемый газ и тем самым восполняютгидравлические потери давления газа на участках между ними, что позволяетподдерживать максимальную производительность в целом. Компрессорные станции(КС) оснащаются газоперекачивающими агрегатами и необходимым вспомогательнымоборудованием.
Комсомольскоелинейное производственное управление магистральных газопроводов (КЛПУ МГ), образованное17 января 1966 года, является одним из производственных звеньев ООО “Газпром трансгазЮгорск”, задачей которого является транспортирование газа с заданнымипараметрами по системе магистральных газопроводов.
Современная компрессорная станция (КС) это сложноеинженерное представляет собой сложное инженерное сооружение, обеспечивающееосновные технологические процессы по подготовке и транспорту газа.
Компрессорнаястанция — неотъемлемая и составная часть магистрального газопровода,обеспечивающая транспорт газа с помощью энергетического оборудования,установленного на КС. Она служит управляющим элементом в комплексе сооружений,входящих в магистральный газопровод. Именно параметрами работы КС определяетсярежим работы газопровода. Наличие КС позволяет регулировать режим работыгазопровода при колебаниях потребления газа, максимально используя при этомаккумулирующую способность газопровода.
/>
Рис. 1Принципиальная схема компоновки основного оборудования компрессорной станции
Нарис.1 показана принципиальная схема компоновки основного оборудованиякомпрессорной станции, состоящей из 3 ГПА. В соответствии с этим рисунком всостав основного оборудования входит:
1 — узел подключения КС к магистральному газопроводу;
2 — камеры запуска и приема очистного устройства магистрального газопровода;
3 — установка очистки технологического газа, состоящая из пылеуловителей и
фильтр-сепараторов;
4 — установка охлаждения технологического газа;
5 — газоперекачивающие агрегаты;
6 — технологические трубопроводы обвязки компрессорной станции;
7 — запорная арматура технологических трубопроводов обвязки агрегатов;
8 — установка подготовки пускового и топливного газа;
9 — установка подготовки импульсного газа;
10 — различное вспомогательное оборудование;
11 — энергетическое оборудование;
12 — главный щит управления и система телемеханики;
13 — оборудование электрохимической защиты трубопроводов обвязки КС.
Придвижении газа по трубопроводу происходит потеря давления из-за разногогидравлического сопротивления по длине газопровода. Падение давления вызываетснижение пропускной способности газопровода. Одновременно понижаетсятемпература транспортируемого газа, главным образом, из-за передачи теплоты отгаза через стенку трубопровода в почву и атмосферу.
Дляподдержания заданного расхода транспортируемого газа путем повышения давлениячерез определенные расстояния вдоль трассы газопровода и устанавливаютсякомпрессорные станции.
Принципиальная схема расположения КС вдоль трассымагистрального газопровода приведена на рис. 2, где одновременно схематичнопоказаны изменения давления и температуры газа между КС.
/>
Рис. 2Схема газопровода и изменения давления и температуры газа вдоль трассы
1.1МЕТРОЛОГИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ
Метрологическоеобеспечение (МО) – установление и применение научных и организационных основ,технических средств, правил и норм, необходимых для достижения единства итребуемой точности измерений.
Метрологическоеобеспечение имеет четыре основы:
•научной основой является метрология;
• организационнойосновой МО Комсомольского ЛПУМГ является:
— метрологическая служба ОАО «Газпром», состоящая из службы метрологии
Управленияпо автоматизации, информатике и метрологии и Администрации
ОАО«Газпром»;
— отраслевой метрологический центр (ОМЦ) «Газметрология»;
— головная МС «Газавтоматика»;
— базовые метрологические службы «Газприборавтоматика», ВНИИГАЗ, «Калининград-газприборавтоматика», «ТюменНИИгипрогаз»;
— МС«Газпром трансгаз Югорск»;
-метрологическаяслужба предприятия;
•нормативно-правовой основой МО являются совокупность документов:
— Законы РФ «Об обеспечении единства измерений» и «О техническом регулировании»;
— ФЗРФ «Об энергосбережении»;
— постановления Правительства России по отдельным вопросам (направлениям) метрологической деятельности;
— нормативные документы Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии;
— рекомендации государственных научных метрологических центров;
— отраслевые стандарты;
•технической основой метрологического обеспечения являются:
— система государственных эталонов единиц физических величин;
— система передачи размеров единиц физических величин от эталонов рабочим эталонам и средствам измерений;
— разработка, постановка и ввод в обращение средств измерений:
— поверка и калибровка средств измерений.
Цельюметрологического обеспечения предприятия является:
— повышение эффективности управления производством и уровня автоматизации производственных процессов;
— обеспечение достоверного учета, расхода, а также требуемых параметров измеряемого природного газа, энергетических ресурсов при ихтранспортировке и реализации;
— повышениеэффективности мероприятий по обеспечению безопасных условий труда и охране окружающей среды;
— обеспечение промышленной безопасности;
— внедрение энергосберегающих технологий.
1.2 НАЗНАЧЕНИЕ ИЗАДАЧИ МЕТРОЛОГИЧЕСКОЙ СЛУЖБЫ
Метрологическаяслужба создана в соответствии с законодательством для выполнения работ пообеспечению единства измерений и осуществления метрологического контроля и надзораза состоянием и применением средств измерений на предприятии.
Метрологическая служба Комсомольского ЛПУМГ в своей работеруководствуется:
— Положением о метрологической службе Комсомольского ЛПУМГот 23.10.2005 г.;
— Законом РФ «Об обеспечении единства измерений»;
— ФЗ от 3 апреля 1996 г. №28 «Об энергосбережении»;
— ФЗ от 31 марта 1999 г. № 69 «О газоснабжении в Российской Федерации»;
— ФЗ РФ «О техническом регулировании» (от 27.12.2002 г.№184-ФЗ);
— нормативными документами Государственной системыобеспечения единства измерений (ГСИ);
— стандартами организации, правилами, инструкциями,рекомендациями;
— приказами и распоряжениями ООО «Газпром трансгаз Югорск».
Метрологическая служба Комсомольского ЛПУМГ реализуеттребования ФЗ «Об обеспечении единства измерений» и метрологических правил инорм, установленных нормативными документами, в целях:
— снижения затрат на эксплуатацию промышленных объектовпредприятия, в част-ности КС, узлов учета газа, а также отдельных техническихустройств и оборудования, применяемые в процессе транспортировки природного газа;
— обеспечения единства, достоверности и требуемой точностиизмерений при транспортировке и поставке природного газа;
— получения достоверной информации о количестве топливногогаза и приеме-передаче природного газа «потребителям».
На предприятии ведется постоянный учет СИ. Составленперечень средств измерений, имеющихся на предприятии, утвержденный вустановленном порядке руководителем предприятия и органом ГМС. Все средстваизмерений, находящиеся в эксплуатации, учтены в графиках поверки и калибровки, втом числе и эталоны. На средства измерений, прошедших поверку и калибровку сположительным результатом нанесен оттиск поверочного или калибровочного клеймаи имеются свидетельства о поверке и сертификаты калибровки.
Персонал метрологической службы имеет специальную метрологическуюподготовку. Специалисты, осуществляющие калибровку средств измерений,аттестованы в установленном порядке.
2. ИЗМЕРЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИОГО ПРОЦЕССА
2.1 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОЦЕСС КОМПРЕМИРОВАНИЯПРИРОДНОГО ГАЗА
При добыче и транспортировке в природном газе содержатсяразличного рода примеси: песок, сварной шлам, конденсат тяжелых углеводородов,вода, масло и т.д.
Наличиемеханических примесей и конденсата в газе приводит к преждевременному износутрубопровода, запорной арматуры, рабочих колес нагнетателей и, как следствие,снижению показателей надежности и экономичности работы компрессорных станций ив целом газопровода.
Системаподготовки технологического газа служит для очистки газа от механическихпримесей и жидкости перед подачей его потребителю в соответствии с требованиямиГОСТ 5542-87.
Внастоящее время на КС в качестве первой ступени очистки широко применяют циклонные пылеуловители, работающие на принципе использованияинерционных сил для улавливания взвешенных частиц(рис. 3).
/>
Рис. 3Циклонный пылеуловитель:
1 — верхняя секция; 2 — входной патрубок;
3 — выходной патрубок; 4 — циклоны;
5 — нижняя решетка; 6 — нижняя секция;
7 — люк-лаз; 8 — дренажный штуцер;
9 — штуцеры контролирующих приборов; 10 — штуцеры слива конденсата
Циклонныйпылеуловитель (рис.3) представляет собой сосуд цилиндрической формы,рассчитанный на рабочее давление в газопроводе, со встроенными в него циклонами4.
Циклонныйпылеуловитель состоит из двух секций: нижней отбойной 6 и верхней осадительной1, где происходит окончательная очистка газа от примесей. В нижней секциинаходятся циклонные трубы 4.
Газчерез входной патрубок 2 поступает в аппарат к распределителю и приваренным кнему звездообразно расположенным циклонам 4, которые неподвижно закреплены внижней решетке 5. В цилиндрической части циклонных труб газ, подводимый покасательной к поверхности, совершает вращательное движение вокруг внутреннейоси труб циклона. Под действием центробежной силы твердые частицы и каплижидкости отбрасываются от центра к периферии и по стенке стекают в коническуючасть циклонов и далее в нижнюю секцию 6 пылеуловителя. Газ после циклонныхтрубок поступает в верхнюю осадительную секцию 1 пылеуловителя, и затем, ужеочищенный, через патрубок 3 выходит из аппарата.
Впроцессе эксплуатации необходимо контролировать уровень отсепарированнойжидкости и мехпримесей с целью их своевременного удаления продувкой черездренажные штуцеры. Контроль за уровнем осуществляется с помощью смотровыхстекол и датчиков, закрепленных к штуцерам 9. Люк 7 используется для ремонта иосмотра пылеуловителя при плановых остановках КС.
Нарис.3 показан график зависимости производительности пылеуловителя при различныхперепадах давления на аппарате />.
/>
Рис. 3График зависимости производительности пылеуловителя от давления /> при различных перепадах давленияна аппарате />
Наибольшаяочистка газа достигается при обеспечении работы этого пылеуловителя в зоне, ограниченнойкривыми /> и/>, а привыходе рабочей точки из этой зоны эффективность очистки резко падает.
Всвязи с невозможностью достичь высокой степени очистки газа в циклонныхпылеуловителях появляется необходимость выполнять вторую ступень очистки, вкачестве которой используют фильтр-сепараторы, устанавливаемые последовательнопосле циклонных пылеуловителей (рис. 4).
/>
Рис. 4Фильтр-сепаратор:
1 — корпус фильтр-сепаратора; 2 — быстрооткрывающийся затвор;
3 — фильтрующие элементы; 4 — направляющая фильтрующего элемента;
5 — трубная доска камеры фильтров; 6 — каплеотбойник;
7 — конденсатосборник
Работафильтр-сепаратора осуществляется следующим образом: газ после входного патрубкас помощью специального отбойного козырька направляется на вход фильтрующейсекции 3, где происходит коагуляция жидкости и очистка от механическихпримесей. Через перфорированные отверстия в корпусе фильтрующих элементов газпоступает во вторую фильтрующую секцию — секцию сепарации. В секции сепарациипроисходит окончательная очистка газа от влаги, которая улавливается с помощьюсетчатых пакетов. Через дренажные патрубки мехпримеси и жидкость удаляются внижний дренажный сборник и далее в подземные емкости.
Очищенныйприродный газ не имеет ни цвета, ни запаха, поэтому для обнаружения его утечеки определения наличия в воздухе газ предварительно одорируют, т.е. добавляют внего специальные вещества-одоранты, обладающие сильным специфическим запахом. Вкачестве одорантов обычно используют этилмеркаптан и тетрагидротиофен.
2.2 ПАРАМЕТРЫТУРБИНЫ И ИХ ИЗМЕРЕНИЕ
Нагазоперекачивающем агрегате ГТК-10-4 предусмотрено измерение большого числапараметров: температуры, давления, разности давлений, оборотов, уровня.Основная часть параметров измеряется дистанционно с помощью преобразованиятекущего значения в аналоговый электрический сигнал, который передается наизмерительный прибор, установленный на главном щите управления компрессорнымцехом. Из числа дистанционно измеряемых выделяется семь наиболее важныхпараметров, определяющих режим агрегата:
· температурапродуктов сгорания перед ТВД и за ТНД;
· частоты вращениявалов ТВД и ТНД;
· давление газа дои после нагнетателя;
· давление воздухапосле компрессора;
· перепад давления“масло-газ” в системе уплотнения нагнетателя.
Дляизмерения этих параметров на устройстве представления информации установкицентрализованного контроля и управления А-705-15-03 имеются индивидуальные показывающиеи регистрирующие приборы. Измерение остальных параметров в установкеА-705-15-03 осуществляется преоразованием всех дистанционно измеряемыхпараметров в аналоговый сигнал с представлением на многошкальном приборе повы-зову.
Частьпараметров, текущие значения которых изредка могут заинтересовать оператора принормальной эксплуатации агрегата, измеряются приборами, установленными вмашзале вблизи агрегата. Обычно эти приборы одновременно выполняют роль датчиковв цепях управления и защиты, преобразуя измеряемый параметр в дискретныйэлектрический сигнал.
Таблица 1
Контролируемые параметры.
Контролируемый
параметр
Номинальное
значение
Единица
измерения Применяемые СИ, их метрологические характеристики Измерительные приборы 1 2 3 4 5 Температура подшипника турбодетандера 70±10 ºС
ТТ
(0-100) ц.д.=1º Температура подшипников ОК, ТВД, ТНД, нагнетателя 70±10 ºС
ТСМ-50М
ГОСТ 6651-84 кл.д. В (0-100)
БН кл.т. 0,5;
(0-100)
А-511
кл.т. 0,5
(0-100) Температура воздуха перед регенераторами 150±10 ºС
ТХА-68
ГОСТ 6616-89 кл.д. В (0-100)
БН кл.т 0,5
(0-400)
А-511
кл.т 0,5
(0-100)
Температура воздуха в
трубопроводах после
регенераторов №1,2 360±10 ºС
ТХА-68
ГОСТ 6616-89 кл.д. С
(0-1100)
БН кл.т. 0,5;
(0-400)
А-511
кл.т. 0,5
(0-400)
Температура продуктов
сгорания в трубопроводах после ТНД к регенераторам №1,2 480±10 ºС
ТХА-68
ГОСТ 6616-89 кл.т.В
(0-1100)
БН кл.т. 0,5
(0-600)
А-511
кл.т. 0,5
(0-400)
Температура масла в
трубопроводе перед
маслоохладителем 60±5 ºС
ТСМ-50М
кл.д. С
ГОСТ 6651-84
(0-100)
БН кл.т. 0,5
(0-100)
А-511
кл.т. 0,5
(-50-100)
Температура масла в
трубопроводе после
маслоохладителя 50±5 ºС
ТСМ-50М
кл.д. С
ГОСТ 6651-84
(0-100)
БН кл.т. 0,5
(0-100)
А-511
кл.т. 0,5
(0-100) Осевые сдвиги ОУП, ТНД, ТВД, нагнетателя
1,5±0,5
0,15±0,05
кгс/см2
МПа
ЭКМ1У кл.т.1,5
(0÷10)
(0÷1,0) Скорость вращения роторов 4800±200 об/мин
Тахометр
435.155.009
кл.т.1,0
(0-600)
«Турбина»
кл.т.
(0-600)
А-501 кл.т.1,0
(0-600) Давление газа после кр №12
15±1
1,5±0,1
кгс/см2
МПа
ЭКМ1У
кл.т.1,5
(0÷25)
(0÷2,5) Давление газа на турбоде-тандере после кр №11
15±1
1,5±0,1
кгс/см2
МПа
ЭКМ1У
кл.т.1,5
(0÷25)
(0÷2,5)
Давление воздуха перед
камерой сгорания 0,005±0,001
кгс/см2
ДТ-250-21
(0,0025-0,25)
кл.т. 1,0 Давление воздуха после СК
3±0,5
0,3±0,05
кгс/см2
МПа
МТИ кл.т.0,6
(0÷6)
(0÷0,6)
Давление продуктов
сгорания перед ТВД
3±0,5
0,3±0,05
кгс/см2
МПа
МП4У2 кл.т.1,5
(0÷4)
(0÷0,4)
Давление масла после
импеллера
9±1
0,9±0,1
кгс/см2
МПа
МОШ 160
кл.т. 1,5
(0÷16)
(0÷16) Давление масла на смазку подшипников нагнетателя
3±1
0,3±0,1
кгс/см2
МПа
ЭКМ1У кл.т.1,5
(0÷1,0)
(0÷10)
Давление газа перед
нагнетателем
52±5
5,2±0,5
кгс/см2
МПа
(0÷100)
МТ100Р
кл.т. 0,5
(0÷10,0)
БН кл.т. 0,5
(0÷100)
А-511
кл.т. 0,5
(0÷100)
Давление газа после
нагнетателя
70±5
7,0±0,5
кгс/см2
МПа
(0÷100)
(0÷10)
МТ100Р
кл.т. 0,5
БН кл.т.0,5
(0-100)
А-511
кл.т. 0,5
(0÷100) Перепад давления газа на кр. №1
2±1
0,2±0,1
кгс/см2
МПа
СПД 10/120г
кл.т. 2,0
(1÷6,3)
Перепад давления в масло-
проводе высокого давления в полости нагнетателя
3±0,5
0,3±0,05
кгс/см2
МПа
СПД 10/120г
кл.т. 2,0
(1÷6,3)
А-542
кл.т. 0,5
(0-6,3) Давление масла высокого давления
54±5
5,4±0,5
кгс/см2
МПа
ВЭ 16РБ
кл.т. 1,5; (0-100)
Давление масла перед
маслоохлаждением
6±1
0,6±0,1
кгс/см2
МПа
МТП160кл.т.1,5
(0÷10) Давление масла на смазку подшипников турбины
1,5±0,2
0,15±0,02
кгс/см2
МПа ЭКМ1У кл.т.1,5 (0÷2,5)
Давление масла перед
клапаном
12±1
1,2±0,1
кгс/см2
МПа
МТП160
кл.т. 1,5
(0÷16)
Давление масла после
инжектора
1,0±0,2
0,1±0,02
кгс/см2
МПа
МОШ160
кл.т.1,5
(0÷16) Давление масла после газомаслянного насоса
1,1±0,2
11±2
кгс/см2
МПа
ЭКМ1У кл.т.1,5
(0÷25) кгс/см2
Давление проточного
воздуха
0,1±0,02
1,0±0,2
кгс/см2
МПа
МТП160кл.т.1,5
(0÷2,5)
Давление воздуха
предельной защиты
1,45±0,1
0,145±0,01
кг/см2
МПА
ЭКМ1Укл.т.1,5
(0÷2,5)
Давление воздуха
постоянного давления
1,4±0,05
0,14±0,005
кгс/см2
МПа
МТП160 кл.т.1,5
(0÷2,5) Давление воздуху в цеховом коллекторе
0,25±0,05
2,5±0,5
кгс/см2
МПа
ЭКМ1У кл.т.1,5
(0÷10) Температура газа на выходе нагнетателя 30±5 ºС
ТСМ-50М
кл.д. С
(0-100)
БН кл.т. 0,5
(0-100)
А-511
кл.т. 0,5
(0-100) Контроль содержания СН в воздухе
(0÷1,0)
±0,003 %
ДМГ2-45
(0÷1,5)%
кл.т. 0,2
ГАЗ1М
(0÷1,5)%
кл.т. 0,2 Расход топливного газа 4730
м3/2
ДМ3585М
(0÷5000)
Кл.т. 1,5
∆Р=0,4 кгс/см2
ДК25-80
Dс.у.= 40мм
А-511
кл.т. 0,5
(0÷5000)
2.3ИЗМЕРЕНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ
Дляизмерения температуры вкладышей подшипников, масла и воздуха используютсятермопреобразователи сопротивления. В этих датчиках использовано свойство проводника, из которого изготовлен чувствительный элемент,изменять свое сопротивление в зависимости от температуры. Сопротивление измеряетсявторичным прибором, где преобразуется в аналоговый сигнал электрического токаили в перемещение указателя прибора.
Термопреобразователисопротивления различаются по типу чувствительного элемента (медные илиплатиновые), по конструктивному исполнению, инертности и некоторым другимхарактеристикам. Термопреобразователи типа ТСП-5071 и ТСМ-5071 используются наГПА для контроля температуры жидких и газообразных сред.
Инертностьтермопреобразователей такого типа лежит в пределах 20-40 с. В подшипникахагрегата устанавливаются преобразователи типа ТСП-309, ТСМ-6095 или миниатюрныетипа ТСП-410 и ТСМ-410, имеющие наружный диаметр 5 мм. В каждом опорном подшипнике установлено два термопреобразователя, а в каждом упорном – четыре (двав установочных колодках и два в рабочих). Благодаря установке термопреобразователейв непосредственной близости от рабочих поверхностей подшипников и их малой инерционности, измерение и защита осуществляются сбольшой точностью и быстродействием. В установке А-705-15-03 для каждого преобразователяпредусмотрен отдельный канал измерения и защиты с формированием двухспециальных сигналов по температуре – предупреждающего и аварийного.
Кчислу важнейших параметров, по которым судят о режиме агрегата, относится температура продуктов сгорания. Измерение этого параметра изащита от превышения температуры производятся с помощьюпреобразователей термоэлектрических (термопар). Принцип действия термопароснован на явлении возникновения в контуре, составленномиз двух различных проводников, электродвижущей силы (ЭДС), пропорциональнойразности температуры холодного и горячего спаев проводников.
Проводники,составляющие термопару – термоэлектроды, соединены на одном конце, а место соединения — горячий спай — помещается вторцевой части корпуса термопары. Конструкция горячего спая определяетинертность термопары. Торцевая часть корпусаизготавливается тонкостенной и заполняется теплопроводным сплавом, например серебряным припоем, что обеспечивает хорошийтепловой контакт между корпусом термопары и ее горячим спаем.
Дляизмерения температуры продуктов сгорания в агрегате ГТК-10-4 применяютсямалоинерционные хромель-алюмелевые термопары ТХА-280М. Они измеряют температурупродуктов сгорания после ТНД. Для получения температуры перед ТВД производитсяпересчет в специальном вычислительном устройстве установки А-705-15-03. Ввыхлопном патрубке ГТУ установлено равномерно по окружности восемь сдвоенных термопар.
Дляизмерения температуры воздуха до и после регенератора применяются термопарыТХА-0806. Эти термопары обладают большей инерцией, что в данном мес-те не имеетзначения, зато отличаются надежностью и долговечностью.
Дляавтоматического двухпозиционного регулирования температуры путем замыкания иразмыкания контактов электрической цепи при изменении температуры контролируемойсреды выше или ниже заданных настройкой пределов используются датчики-релетемпературы ТР-ОМ5. Для измерения температуры масла применяется термометрманометрический, показывающий, сигнализирующий, электроконтактный — типаТПП-СК.
Таблица2. Измерение температуры
Контролируемый
параметр
Номинальное
значение
Единица
измерения 1 2 3
Температура продуктов сгорания
в трубопроводах после ТНД к регенераторам №1,2 480±10 ºС Температура подшипников ОК, ТВД, ТНД, нагнетателя 70±10 ºС
Температура масла в трубопрово-
де перед маслоохладителем 60±5 ºС Температура воздуха перед регенераторами 150±10 ºС
2.4 ИЗМЕРЕНИЕДАВЛЕНИЯ
Измерениедавлений и перепада давлений производится манометрами и дифманометрами, которыеустанавливаются на щите вблизи агрегата или по месту.
Дляизмерения перепада давления на сетке датчика образования льда используетсясильфонный дифманометр типа ДСП-778-Н. Принцип действия сильфонного блокаоснован на зависимости между измеряемым перепадом давления и упругойдеформацией винтовых цилиндрических пружин сильфона. Датчик образования льдапредставляет собой сетку, встроенную в инжектор. Инжектор установлен нанаружной стороне камеры воздухоочистительного устройства после пылеулавливающихсеток. К инжектору подводится сжатый воздух из осевого компрессора, который,расширяясь, подсасывает воздух из камеры фильтров. При условиях,благоприятствующих образованию льда на лопатках входного направляющего аппаратаосевого компрессора, на сетке датчика образуется лед, что сопровождается увеличениемперепада давлений на сетке, который фиксируется дифманометром.
Подаетсяпредупредительный сигнал, что необходимо включить систему обогрева.
Длядистанционного измерения перепада давлений газа на конфузоре нагнетателя, преобразования его в электрический сигнал и передачи сигналана вторичный прибор используется дифманометр мембранный типа ДМ.
Дляконтроля перепада давлений газа на кране 1, «масло-газ» в системе уплотнения нагнетателя, масла на фильтрах тонкой очистки и воздуха нафильтрах в системе регулирования используется реле давления дифференциальноетипа РДД-1. Основная за- дача реле — выдать электрический сигнал при достиженииустановленного значения. Пределы настройки разности давлений, при которойсрабатывает реле, от 0,03 до 0,63 МПа. Статическое давление рабочей среды неболее 8,8 МПа.
Степеньразрежения перед осевым компрессором определяется с помощью датчика тягиДТ-250, принцип действия которого основан на уравновешивании силы, создаваемойразрежением контролируемой среды на чувствительный элемент (мембрану), силамиупругих деформаций винтовой пружины. Датчик изготавливается с зонойнечувствительности, направленной в сторону повышения (относительно уставки) разреженияконтролируемой среды. Установка производится по шкале датчика или по контрольномуманометру при прямом срабатывании микропереключателя.
Защитапо осевому сдвигу осуществляется с помощью двух электроконтактных манометров(осевой сдвиг ТНД — одним манометром), нормально разомкнутые контакты которых запараллелены и замыкаются в зависимости отнаправления смещения. Смевала и увеличение давления при уменьшении зазора болеезаметны, чем уменьшение давления при увеличении зазора.
Длянепрерывного преобразования давлений газа на входе и выходе нагнетателя в пропорциональный электрический сигнал используютсявзрывозащищенные манометры типа МП с выходным электрическим аналоговым сигналом0-20 мА постоянного тока. Датчики построены на принципеэлектрической силовой компенсации и состоят изтрех унифицированных блоков: измерительного блока, электросилового преобразователяи полупроводникового усилителя.
Длянепрерывной выдачи информации о давлении масла смазки в виде унифицированногосигнала — взаимной индуктивности 0¸10 мГ — используется манометр типа МЭД. Принцип действиядатчика основан на деформации манометрической пружины при наличии избыточного давления.
Дляконтроля давления и перепадов давления используются также преобразователи тензорезисторные взрывозащищенные типа «Сапфир». Ониобеспечивают непрерывное преобразование давления (избыточного или абсолютного)и разности давлений в унифицированный выходной сигнал 0-20мА. Преобразователи состоят из двух функциональных устройств: первичногопреобразователя, блока питания и защиты.
Принципдействия преобразователя основан на использовании тензоэффекта в полупроводниках.Воздействие измеряемого параметра вызывает изменение сопротивлениятензорезисторов, нанесенных на чувствительный элемент тензомодуля, который размещен внутри измерительного блока первичного преобразователя.Это изменение сопротивления тензорезисторов преобразуетсяс помощью встроенного электронного устройства в пропорциональный токовыйвыходной сигнал первичного преобразователя. Указанный выходной сигнал преобразуетсяв унифицированный токовый сигнал 0-20 мА.
Таблица3
Измерениедавления
Контролируемый
параметр
Номинальное
значение
Единица
измерения Давление газа после кр №12
15±1
1,5±0,1
кгс/см2
МПа
Давление продуктов
сгорания перед ТВД
3±0,5
0,3±0,05
кгс/см2
МПа Давление газа перед нагнетателем
52±5
5,2±0,5
кгс/см2
МПа Давление масла перед маслоохлаждением
6±1
0,6±0,1
кгс/см2
МПа Давление воздуха предельной защиты
1,45±0,1
0,145±0,01
кг/см2
МПА
3. ИССЛЕДОВАНИЕ МЕТРОЛОГИЧЕСКИХХАРАКТЕРИСТИК НАСООТВЕТСТВИЕ ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫМТРЕБОВАНИЯМ
3.1 МЕТРОЛОГИЧЕСКАЯ ЭКСПЕРТИЗА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙДОКУМЕНТАЦИИ
Метрологическая экспертиза –это анализ и оценка технических решений по выбору параметров, подлежащихизмерению, установлению норм точности и обеспечению методами и средствамиизмерений процессов разработки, изготовления, испытания, эксплуатации и ремонтаизделий.
Во всех проверяемых документахустанавливают правильность формы записи из- меряемых параметров. Каждыйнормируемый параметр может быть задан либо номинальным значением с допускаемымиотклонениями, либо предельными значениями, либо максимальным или минимальнымзначениями. Предпочтительной формой является первая. В двух других случаяхэксперт должен требовать указания допускаемой погрешности измерений. При этом еслиограничено максимальное значение, то измеряемая величина не должна превышатьзаданное значение за вычетом погрешности измерений; если же ограниченоминимальное значение, то суммируемая величина не должна быть менее суммы заданного значениявеличины и неопределенности измерений.
К числу основных задачметрологической экспертизы технической документации в соответствии с МИ 2267-93относятся:
· определение оптимальностиноменклатуры измеряемых параметров при контроле с целью обеспеченияэффективности и достоверности контроля качества и взаимозаменяемости;
· оценка обеспечения конструкциейизделия возможности контроля необходимых параметров в процессе изготовления, испытания,эксплуатации и ремонта изделий;
· установление соответствияпоказателей точности измерений, требованиям эффективности и достоверностиконтроля и взаимозаменяемости;
· установление соответствияпоказателей точности измерений требованиямобеспечения оптимальных режимовтехнологических процессов;
· установление полноты иправильности требований к средствам измерений и методикам выполнения измерений;
· оценка правильности выбора средствизмерений и методик выполнения измерений;
· выявление возможностипреимущественного применения унифицированных, автоматизированных средствизмерений, обеспечивающих получение заданной точности измерений, необходимойпроизводительности;
· оценка обеспечения применяемымисредствами измерений минимальной трудоемкости и себестоимости контрольных операций призаданной точности;
· установление преимущественногоприменения стандартных или наличие аттестованных методик выполнения измерений;
· оценка соответствияпроизводительности средств измерений производительности технологическогооборудования;
· определение целесообразностиобработки на ЭВМ результатов измерений, наличие стандартных или специальных программ обработкии соответствия требованиям, предъявляемым к обработке результатовизмерений, а так же к формам предоставления результатов измерений, контроляиспытаний;
· установление правильностинаименований и обозначения физических величин и их единиц;
· установление правильности указанийпо организации и проведению измерений для обеспечения безопасности труда.
Одна из основных и важнейшихзадач метрологической экспертизы техдокументации установление оптимальностиноменклатуры контролируемых параметров, которые основаны на выборе критериевоптимизации и решается совместно с разработчиком документации.
В связи с переходом намеждународную систему единиц (SI) важной задачей является установление правильностинаименований и обозначений Физических величин и их единиц.
Задачей метрологическойэкспертизы является так же проверка правильности указаний по проведениюизмерений для обеспечения безопасности труда.
Для проведения метрологическойэкспертизы необходимы следующие нормативные документы:
· основополагающие документы ГСИ;
· стандарты ГСИ и других систем,относящихся к разрабатываемой документации;
· стандарты на методы контроля ииспытаний;
· справочные материалы, относящиесяк разрабатываемой продукции.
При проведении экспертизымогут использоваться автоматизированные базы данных о метрологическиххарактеристиках СИ, об эталонах, каталоги выпускаемых приборов,автоматизированные системы расчета суммарных неопределенностей измеряемыхпараметров.
В документации должны бытьзаложены требования к точности измерения. Для наиболее ответственныхпараметров:
— оценка правильности выбораСИ проводится по характеристикам;
— возможность использования СИв заданных производственных условиях;
— трудоемкость и себестоимостьизмерительных операций и метрологического обслуживания.
В ходе проведенияметрологической экспертизы была рассмотрена следующая документация:
— «Газотурбинная установкаГТК-10-4. Описание и условия эксплуатации. Производственное объединение«Невский завод» им. В.И. Ленина. Научно-исследовательский конструкторско-технологическийинститут по турбокомпрессостроению»;
— 194 ИЭ «Газоперекачивающийагрегат с газотурбинным приводом типа ГТК-10-4. Инструкция по эксплуатации»;
— Правила техническойэксплуатации компрессорных цехов с газотурбинным приводом – М.,Оргэнергогаз,1976;
— 0.325 ТО «Установкацентрализованного контроля и управления газоперекачивающими агрегатамиА-705-15-03. Техническое описание и условия эксплуатации»;
— ИО 3.115-79 «Контроль заработой газотурбинных установок ГТК-10-4 по температуре газов за турбиной»;
— РМГ 63-2003 «Обеспечениеэффективности измерений при управлении технологическими процессами.Метрологическая экспертиза технической документации»;
— ГОСТ Р 8.596-2002«Метрологическое обеспечение измерительных систем»;
— МИ 2267-93 «Обеспечениеэффективности измерений при управлении технологическими процессами.Метрологическая экспертиза технической документации»;
— ISO 10012«Системы управления измерениями-Требования к процессам измерения иизмерительному оборудованию».
3.2 ОБОСНОВАНИЕТОЧНОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ
Следует заметить, что контрольданных параметров необходим для нормального функционирования и безаварийнойработы газоперекачивающего агрегата ГТК-10-4.
Докажем, что контроль данныхпараметров необходим:
Температура подшипников ГТК(70±10)ºС зависит от состояния трущихся частей, состояния масла, системымаслоохлаждения. При повышении t >80ºС происходит остановка ГТК по аварии, таккак может произойти выплавление рабочей поверхности (баббит), что приведет кразрушению конструкции турбоагрегата.
Температура воздуха на всосеосевого компрессора зависит от температуры наружного воздуха. Если неподогревать всасывающийся воздух на входном направляющем аппарате при tнагр.±5ºС то велика вероятность того, что на входном направляющем аппарате илопатках ОК будет намерзать лед, что приведет к помпажу ОК.
Температура и давление воздухадо и после регенератора влияют на нагрузку агрегата, частоту вращения валов,коэффициента передачи тепла, теплообмена. Наличие регенерации увеличивает КПДустановки на всех режимах. Нормальная регенерация (70-75%) сокращает расходтоплива на 18-20%.
Температура продуктов сгоранияза ТНД (480±10)ºС и температура газов перед турбиной 780 ºС влияют наКПД установки. Резкие скачки температур или повышение сверх номинальныхзначений могут привести к тепловым деформациям частей турбины, в результатечего может возникнуть понижение прочности материала и его свойств, ГТК выходитиз строя.
Температура масла до и послемаслоохладителя контролируется в связи с тем, что при понижении ил повышениитемпературы сверхдопустимой утрачиваются качества, необходимые для смазкиподшипников т/а и других трущихся частей, что может привести к авариитурбоагрегата.
Контроль осевых сдвиговроторов (Р
Контроль за скоростью вращениявалов ТВД и ТНД позволяет определить степень загрузки турбоагрегата,предотвращает работу турбоагрегата на запрещенных, техно-логическим процессам,оборотах (n
Контролируя давлениетопливного газа после кр №12, мы предотвращаем аварийный останов т/а, а так жеработу т/а на недопустимом давлении (Рр >10/кгс/см).
Контроль давления пусковогогаза после кр №11 необходим, так как Р
Контроль давления воздухаперед камерой сгорания позволяет предотвратить взрыв в камере сгорания игарантирует вентиляцию при пуске турбоагрегата, при невыполнении команды«Запал».
Необходимое давление воздухаперед камерой сгорания позволяет достаточно охладить жаровую трубу, а так же предоставляетнеобходимое количество воздуха на смешивание с газом.
Контроль давления воздуха заОК является основным параметром работы турбины. В зависимости от давлениявоздуха за ОК контролируется давление проточного воздуха, открытиерегулирующего клапана, температура перед ТВД и после ТНД.
Контроль давления масла послеимпеллера необходим, так как масло после импеллера поступает в системурегулирования. Существует зависимость между давлением этого масла и подачейтоплива в камеру сгорания. По давлению за импеллером можно рассчитать оборотыТНД.
Контроль давления масла насмазку подшипников нагнетателя необходим, так как при недостаточном давлении(Р
Давление газа перед и посленагнетателя контролируется для расчета степени сжатия, контроля количестваперекачиваемого газа, предотвращает помпаж нагнетателя при работе в зонезапрещенных обратов на степени сжатия.
Перепад давления масло-газочень важный параметр с точки зрения техники безопасности. Контроль за этимпараметром позволяет предотвратить выброс газа в машзал, в маслоблок.Отсутствие контроля привело бы печальным последствиям.
Недостаточное давление МБДприводит к исчезновению перепада масло-газ и другим последствиям. Давлениемасла высокого давления должно превышать давление газа. Регулируетсярегулятором перепада (РПД).
Охлаждение масла вмаслоохладителе важно, так как контролируемое давление (Р1=6кгс/см2)позволяет в полной мере охлаждать весь объем масла в системе маслоснабжения.
Давление масла за ТМН (11±2кгс/см2) позволяет подавать масло во все системы смазкитурбоагрегата (т/а).
Контроль давления воздухапостоянного давления, воздуха предельной защиты, проточного воздуха, необходим,так как все эти линии входят в систему регулирования и влияют на процессы,происходящие в турнике, изменяются в связи с нагрузкой нагнетателя. С помощьюэтих параметров осуществляется пуск и останов т/а.
При повышении температуры навыходе нагнетателя газ разогревает изоляцию трубопровода. Контроль за этимпараметром позволяет не допустить этой аварийной ситуации.
Важнейшим являетсяконтролирование загазованности в помещении нагнетателей. Установка ГАЗ 1 М позволяет своевременно обнаружить утечку газа и устранить ее.
Расход топливного газаконтролируется ДМ 3585 М. Позволяет определить количество потребляемого топливногогаза.
3.3 ОРГАНИЗАЦИЯМЕТРОЛОГИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯЗА РАБОЧИМИ СРЕДСТВАМИ ИЗМЕРЕНИЙ НА ПРЕДПРИЯТИИ
Метрологическая служба (МС)предприятия является частью МС РАО«ГАЗПРОМ». Возглавляется ведущиминженером производственного отдела и автоматизации метрологии. Создаетсяприказом генерального директора предприятия.
Руководство деятельностью МСслужбы предприятия «Газпром трансгаз югорск» осуществляется ведущиминженером-метрологом производственного отдела КАиМ. Ведущий инженер-метролог поКАиМ является главным метрологом предприятия «Газпром трансгаз Югорск».
Основной задачей МСпредприятия является осуществление технического и огранизационно-методическогоруководства работами по метрологическому обеспечению производства вподразделениях предприятия, а так же для непосредственного выполнения работ поМО.
В своей деятельности МСпредприятия руководствуется стандартами и инструкциями Госстандарта, приказамии распоряжениями по предприятию, настоящих органов, а так же настоящимположением.
Метрологическая службапредприятия проводит свою работу над техническим и организационным,методическим руководством головной МС РАО«ГАЗПРОМ» — ДАО«ГАЗАВТОМАТИКА».
Ответственность за состояниеметрологического обеспечения производства несет главный инженер предприятия.
Ответственность за состояниеметрологического обеспечения производства несет главных инженер предприятия.
Государственный надзор за МОП,состоянием, применением средств, измерением, соблюдением метрологическихправил, требований и норм, а так же за деятельностью МС предприятия,осуществляет Госстандарт и его территориальные органы.
К основным задачам МС относятся:
· обеспечение единства и требуемойточности измерения, повышение уровня метрологического обеспечения, в первуюочередь измерение расхода газа;
• организация и проведениекалибровки и ремонта средств измерений, находящихся в эксплуатации на предприятии;
· проведение метрологическойаттестации методик выполнения измерений, а так же участия в аттестации средствиспытания и контроля;
· проведение метрологическойэкспертизы технических зданий, конструкторской и технологической документации идругих нормативных документов;
· изучение эксплуатационных свойствсредств измерений, направление материалов по итогам этой работы в базовыеорганизации МС по закрепленным видам деятельности и в организации-изготовители этих средствизмерений, составление и согласование с органами Госстандарта графиков проверкиСИ и обеспечения своевременного представления на поверку;
· осуществление метрологическогонадзора и применением СИ, эталонами, применяемыми для калибровки СИ,соблюдением метрологических правил и норм, нормативных документов по обеспечению единстваизмерений на предприятии;
· участие в установленном порядке вработе отраслевых, межотраслевых, международных комиссий по решению проблем МО.
В обязанности МС входит:
· проведение систематическогоанализа состояния измерений на предприятии, разработка на его основе программсовершенствования МО на планируемый период и контроль за их выполнением;
· изучение потребностейподразделений предприятия в СИ эталонах, подготовка предложений по ихразработке и приобретению;
· внедрение стандартов ГСИ и другихНТД, отраслевых стандартов, разработка и внедрение стандартов предприятии,регламентирующих вопросы МО;
· организация эксплуатации СИколичество и качество газа на магистральных газопроводах, газо-измерительныхстанциях, ГИС собственных нужд, включая вопросы комплектации и ввода в эксплуатациюстроящихся ГИС;
· организация повышения квалификацииспециалистов лаборатории метрологии подразделений предприятия;
• участие в установлениирациональной номенклатуры измеряемых параметтров, оптимальных норм точностиизмерений при контроле параметров технологических параметров;
· содействие органам Госстандартапри осуществлении или Госнадзора за составлением, применением, организацииповерки средств измерений, а так же за деятельностью МС предприятия, реализация ихпредложений и замечаний;
· выполнение расчетов экономическойэффективности работ в области МО. Определение влияния этих работ натехнико-экономические показатели производственной деятельности предприятия;
· ведение постоянной работы порасширению использования вычислительной техники для повышения эффективности работы МС, уменьшениярутинного труда специалистов МС;
· соблюдение правил техникибезопасности и правил технической эксплуатации на объектах предприятия в соответствиис ЕСУОТ.
Права МС:
· выдавать обязательные дляподразделений предприятия, предписаний и указаний по вопросам состояния иприменения СИ;
· готовить предложения руководствупредприятия об отмене принятых руководителями подразделений приказов, распоряженийи указаний в области МО, противоречащих Закону РФ «Об обеспечении измерений», государственным,отраслевым стандартам и стандартам предприятия;
· привлекать отделы и подразделенияпредприятия, так же специалистов сторонних организаций к выполнению работ поМО;
· вносить предложения руководствупредприятия о поощрении специалистов МС, добиваться высоких показателей в работе, а так жев привлечении к ответственности лиц, виновных в нарушении метрологическихправил и норм.
3.4 ПЕРЕЧЕНЬ СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЙ,ПОДЛЕЖАЩИХПОВЕРКЕ И КАЛИБРОВКИ
Парк средствизмерений Комсомольской ГКС периодически согласно утвержденных графиковпроходит поверку и калибровку.
Далее в табл.4 указан парк средств измерений, подлежащих обязательно поверке и калибровке.
Таблица 4
Перечень СИ Комсомольской ГКС,подлежащих поверке и калибровкеНаименование СИ
Средства проверки,
(калибровки) НТД МПИ (МКИ) Вид МК, где проводится
ТХА-68 кл.д. В
(0-100)ºС Установка УПСТ-2
ГОСТР 50343-92
Гост 8.338-78 1 раз в 12 мес. Калибровка
ТСМ- 50М кл.д.С.
(0-100)ºС Установка УПСТ-2
ГОСТР 50353-92
Гост 8.461-82 1 раз в 12 мес.
Поверка
ПМЛ БН-блок нормализ. кл.т. 0,5
Магазин сопротивлений
МСР-60М кл.т. 0,02
Потенциометр пост.I
ПП-70 кл.т. 0,05
ГОСТ 7003-74
ГОСТ 9245-68 1раз в 18 мес. Калибровка
А-511
кл.т. 0,5
Цифровой вольтметр
кл.т. 0,05
(200-2000)мВ
переключатель на
8 положений. ГОСТ 8711-78 1 раз в 12 мес. Калибровка
А-542
кл.т. 0,5
Вольтметр универсальный.
Щ1516 кл.т. 0.005
Маг. сопр. Р4831
ист.пит. Б5-47
(0-30)В
Перем. резистор
ГОСТ 8711-78
ГОСТ 23737-79
ИП1
ИП2 1 раз в 12 мес. Калибровка
А-501
кл.т. 1,0
Обр. цифр. вольтметр.
пост. тока кл.т. 0.1 – не хуже (0-1) В; (0-10)В
Обр. катушка сопротивл.
Р331 кл.т. 0.01
Rо=1000м-1шт. ГОСТ 8.280-78 1 раз в мес. Калибровка «Турбина» кл.т. 1.0 (0-6000) об/мин
Образцовый цифровой вольтметр Щ1412 кл.т. 0.1
Частотомер 43-54 1 раз в 24 мес. Калибровочная лаборатория ГАЗ 1 М Образцовый цифровой вольтметр, поверочная газовая смесь 1 раз в 12 мес. ПМЛ поверка ДМ 3583 Напоромер НМП 1 раз в 18 мес. МИ 333-83 Калибровочная лаборатория ДК 25-80
Микрометр МК
Штангенциркуль ШЦ 11 1 раз в 12 мес. ПМЛ поверка МТ 100
Манометр грузопоршневой МП-600
(10-600) кгс/см2
Милливольтметр
универсальный 1 раз в 12 мес. МИ 1997-89 Калибровочная лаборатория МОШ 160
Комплект манометров
МП-6; МП-60; МП-600; МО11202 1 раз в 12 мес. МИ 2102-90 Калибровочная лаборатория МТП 160
Комплект манометров
МП-6; МП-60; МП-600;
МО 11202 1 раз в 12 мес. МИ 2102-90 Калибровочная лаборатория ЭКМ 1 У
Комплект манометров
МП-6; МП-60; МП-600;
МО 11202 1 раз в 12 мес. МИ 2145-91 Калибровочная лаборатория ВЭ 16 Рб
Комплект манометров
МП-6; МП-60; МП-600;
МО 11202 1 раз в 12 мес. МИ 2145-91 Калибровочная лаборатория МТИ
Комплект манометров
МП-6; МП-60; МП-600; МО 11202 1 раз в 12 мес. МИ 2102-90 Калибровочная лаборатория МО
Комплект манометров
МП-6; МП-60; МП-600;
МО 11202 1 раз в 12 мес. МИ 2145-91 ПМЛ поверка
3.5 ОЦЕНКАПРАВИЛЬНОСТИ ВЫБРА СИ
При выборе СИ для контролятехпроцесса необходимо учитывать совокупность их метрологических и экономическихпоказателей, причем точность СИ должна быть достаточно высокой по сравнению стребуемой точностью измерения контролируемого параметра.
Недостаточная точностьприводит к возникновению фиктивного, необнаруженного брака контроля,а измененная – повышает трудоемкость и стоимость контролируемых операций, а,следовательно, ведет к увеличению затрат.
При выборе СИ метролог обязанустановить, в какой мере условия проведения измерений сказываются на суммарнойнеопределенности измерений, выполняемых с помощью рекомендованных СИ, каковадоля неопределенности СИ в неопределенности измерения. Каковы неопределенностиизмерений при изменении условий проведения их.
Контролируемый параметр долженлежать в последней третьей части диапазона измерений. Проверяется дляпоказывающих и самопишущих приборов, у которых класс точности выраженотносительной или приведенной неопределенностью.
А/>Б, где
А – контролируемый параметр идопускаемые отклонения;
Б – диапазон измеренияприбора.
Это одно из условий, котороепроявляется при оценке правильности выбора измерений.
Второе условие –неопределенность измерения не должна превышать 1/3 поля до-пуска на контролируемыйпараметр, для наиболее ответственных параметров и поло-вина – для менее важных.
/>Д – на важный параметр
/>Д – на менее важный параметр
Д – поле допуска наконтролируемый параметр
Если для измерения параметраприменяется комплект, состоящий из нескольких СИ, то основная предельнодопускаемая неопределенность комплекта СИ определяет-ся по формуле:
Δруком=/>для СИ t(ТЭП)
/>=/> — для СИ давления
Δру ком=/>для СИ t(ГПС)
а). а). Тº подшипникатурбодетандера.
Термометр технический ТТ;диапазон измерений (0 — 100)ºС; ц.д.=1ºС
Для термометра техническогостеклянного условия
А/>Б проверять не нужно
/>Д, где Д=(80-60)ºС=20ºС
Δотг=±2ºС – по ГОСТ 2823-73
220
Условие выполняется,следовательно, средство измерения выбрано, верно.
б).Тº подшипников ОК,ТВД, ТНД, нагнетателя.
Первичный преобразователь
ТСМ М; кл.д.О; (0-100)ºС– по ГОСТ 850353-92
Нормирующий преобразователь
БН; кл.т.0,5; (0-100)ºС –из технического описания.
Измерительный прибор
А-511 кл.т.0,5 (0-100)ºС– из технического описания.
А/>Б, где А=(70±10)ºС
Б=(0-100)ºС
(70±10)>/>100
Условие выполняется,следовательно диапазон А511 выбран верно.
/>Д где Д=(80-60)=20ºС
/>
∆ºТСМ=0,955ºС
∆Iн=0,24ºС
∆ºБН=0,5ºС
∆ºА511=0,5ºС
К=1.1 при дав. Вер. 0,95
/>
Условие выполняется, приборА-511 выбран верно.
в). Температура воздуха ввоздуховодах перед регистраторами №1,2
Первичный преобразователь: ТХА- 68 (0-1100)ºС; кл.доп. В
Нормирующий преобразователь;БН (0-400)ºС; кл.т.0,5
Измерительный прибор: А-511 (0-400)ºС;кл.т. 0,5
А/>Б, где А=(150±10)ºС
Б=(0-400)ºС
/> - условие не выполняется,диапазон шкалы прибора выбран невер-но, но так как в процессе работыконтролируемый параметр может менятся целесооб- разно оставить прибор сВПИ=400ºС.
/> , где Д – поле допуска наконтролируемый параметр
/>
∆ºТХА=±/>ºС покл.допуска В при t=150ºС
/> по справочным данным
/>С
/>С
К=1,1 при доверительнойвероятности 0,95
/>С
/>С
Условие выполняется, приборвыбран верно.
г). Тº воздуха ввоздуховодах после регенераторов № 1,2.
Первичный преобразователь: ТХА- 68; кл.д. В; (0-400)ºС
Нормирующий преобразователь:БН кл.т. 0,5; (0-400)ºС
Измерительный прибор: А511;кл.т. 0,5 (0-400)ºС
/>
Условие выполняется, диапазонприбора выбран верно.
/>
где Д – поле допуска наконтролируемый параметр
/>
К=1,1 при доверительнойвероятности 0,95
/>
Условие выполняется,следовательно измерительный прибор выбран верно.
д). Температура продуктовсгорания в трубопроводах после ТНД к регенераторам №1,2
Первичный преобразователь: ТХА- 68; кл.д. В; (0-1100)ºС
Нормирующий преобразователь:БН; кл.т.0,5; (0-600)ºС
Измерительный прибор: А-511кл.т.0,5; (0-600)ºС
/>
Условие выполняется, диапазонизмерения А-511 выбран верно.
/>
где Д – поле допуска напараметр.
/>
К=1,1 при доверительнойвероятности 0,95
/>
Условие выполняется,измерительный прибор А-511 выбран верно.
е). Температура воздуха втрубопроводе перед ОК.
Первичный преобразователь: ТСМ– 50М; кл.д. С; (-50-100)ºС ГОСТ 6651-78
Нормирующий преобразователь:БН; кл.т.0,5; (-50-100)ºС
Измерительный прибор: А-511;кл.т.0,5; (-50-100)ºС
/>
Условие не выполняется,диапазон шкалы А511 выбран не верно.
Так как в произведенномпроцессе параметр может меняться, целесообразно оставить прибор с ВПИ и(-50+100)ºС.
/>
где Д – поле допуска напараметр
/>
Условие выполняется,следовательно, прибор А-511 выбран верно.
ж). Температура масла втрубопроводе перед МО.
Термопреобразователь: ТСМ — 50М; кл.д.С; (0-100)ºС
Нормирующий преобразователь:БН кл.т.0,5 (0-100)ºС
Измерительный прибор: А511кл.т.0,5; (0-100)ºС
/>
Условие выполняется, диапазонА-511 выбран верно.
/>
Условие выполняется,следовательно, прибор А511 выбран верно.
з). Температура масла втрубопроводе после МО.
Термопреобразователь: ТСМ-50М;кл.д.С; (0-100)ºС
Нормирующий преобразователь:БН кл.т.0,5; (0-100)ºС
Вторичный прибор А511;кл.т.0,5; (0-100)ºС
/>
Условие не выполняется,диапазон прибора выбран неверно, но так как в производственном процессепараметр может изменяться, нужно оставить прибор с ВПИ 100ºС.
/>
Условие выполняется,следовательно, прибор выбран верно.
и). Осевой сдвиг, ОУП, ТНД,ТВД, нагнетателя.
Электроконтактный манометрЭКМ1У кл.т.1,5; (0÷10) кгс/см2
/>
Условие не выполняется, шкалаприбора выбрана неверно. Так как в производственном процессе параметр можетменяться, целесообразно оставить измерительный прибор с ВПИ 10 кгс/см2.
/>
Условие выполняется, манометрЭКМ1У выбран верно.
к). Скорость вращения роторов.
Таходатчик 435,155,009 кл.т.1,0; (0-6000) об/мин
Комплекс «Турбина» кл.т. 1,0; (0÷6000)об/мин
Прибор А-501 кл.т. 1,0; (0÷6000)об/мин
/>
Условие выполняется, диапазонприбора выбран верно.
4. ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ ПОСОВЕРШЕНСТВОВАНИЮСРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЙ
Анализируя выше изложенныйматериал, разработаем следующие рекомендации для улучшения технологическогопроцесса, совершенствования измерений в турбоком прессорном цехе.
Произведено описание наиболееважных процессов, происходящих в турбине. Указаны основные контролируемыепараметры необходимые для нормальной работы ГПА и процесса компремирования газа. Вспецчасти произведена метрологическая экспертиза технической документациипроцесса компремирования и транспортировки газа. Произведен анализоптимальности номенклатуры измеряемых и контролируемых параметров, обоснованытребования к точности измерений.
Произведена оценкаправильности выбора СИ, на основании оценки составлено экспертноезаключение, в котором изложено заключение на рассмотренную документацию,предложены замены средств измерений на более совершенные. Приведены техническиехарактеристики вновь предложенных СИ, указаны их преимущества. Далее вдипломной работе отражена деятельность МС предприятия «Газпром трансгазЮгорск», основные задачи и обязанности.
Основные результатыметрологической экспертизы приведены в таблице 3.
В процессе транспортировкигаза контролируются все необходимые параметры.
Не все СИ, применяемые дляконтроля определены правильно, шкалы СИ не удовлетворяют условию А ≥ ⅔Б диапазона измерений, что приводит к увеличению неопределенности.
Рекомендуется заменить приборА511 (каналы измерения температуры ТВД, ТНД, масла до и после охлаждения,воздуха на входе осевого компрессора), прибор А542 (каналы измерениятемпературы ТВД и ТНД, давления осевого компрессора, перепада давления«масло-газ»), прибор А501 (каналы измерения скорости вращения ТВД и ТНД,давления входа и выхода газа) на современные цифровые приборы АЭ511А, АЭ542А,АЭ501А соответственно.
На некоторые параметрыотсутствуют номинальные значения и поле допуска.
Рекомендуется установитьпредельное значение (не выше 7,5 МПа) давления газа на выходе ГКС савтоматическим управлением защитой от превышения выходного давления.
В технической инструкции (ТИ)единицы давления выражены во внесистемных единицах – кгс/см2 .
При последующей разработкерекомендуется внести в документацию изменения и дополнения, а именно указатьпредельное давление на выходе ГКС, единицы измерения давления выразить в единицахSI(Па, кПа, Мпа).
Таблица 5.
Результаты метрологическойэкспертизы технической документацииЗамечания Предложения
Давление выражено во внесистемных единицах: кгс/см2
Давление выразить в единицах системы СИ
(Па, МПа, КПа) Заменить прибор А-511 как устаревший (многошкальный аналоговый) Заменить прибором АЭ511А (аналогово-цифровым многошкальный). Аналог-А511.
Заменить прибор А-542 как устаревший (двухканальный аналоговый, с
индикацией по шкале, самопишущий). Заменить прибором АЭ542А (аналогово-цифровым, двухканальным, с индикацией измерения в цифровом виде, с запоминанием информации с ретроспективой. В электронной памяти по алгоритму, с привязкой к реальному масштабу времени). Аналог А-542. Заменить А-501, как устаревший (аналоговый, ленточный с индикацией по шкале). Заменить прибором АЭ501А (аналогово-цифровым с цифровой индикацией). Аналог А-501. Р газа до и после нагнетателя контролируется в условиях, когда датчик не защищен от метеорологических условий. Обеспечить t окр.среды близко к нормальной или перенести датчик в нормальные условия.
Отсутствуют допуски на контрольные
параметры.
Установить нормирующие значения и
допуски на контрольные параметры.
5. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕОБОСНОВАНИЕ
Решение о целесообразностипроведения метрологических работ принимается на основе экономического эффекта,определяемого на годовой объем метрологических работ в расчетном году (годовогоэкономического эффекта).
Длясерийно изготавливаемых средств измерений за расчетный год принимают второй годих использования.
Экономическийэффект от метрологических работ отражает совокупную экономию живого труда,материалов, капитальных вложений и дополнительный доход от более полногоудовлетворения потребности народного хозяйства в обеспечении единства итребуемой точности измерений.
При управлении технологическими процессами повышение точностиизмерений приводить к снижению расхода материальных ресурсов при приближенииизмеряемых параметров процессов к оптимальным значениям.
Таблица 6. Результаты расчетовосновных и вспомогательных материалов Наименование материала Сортировка материала
Норма
расхода на
изделие, гр. Цена за единицу, руб./кг. Общая сумма затрат, руб. Обоснование цены Припой ПОС-61 5 680 3,4 Каталог изделий «Промэлектроника» Канифоль КС-1 5 200 1
Спирт
этиловый ГОСТ 18300-87 50 125 6,25 Паста КТП-1 1 2500 2,5 Итого: 13,15
Таблица 7. Результаты расчетазатрат на покупные и комплектующие изделия
Наименование
покупных
материалов Количество Цена за единицу, руб. Общая сумма, руб.
Обоснование
цены (номера, год издания ценников и прейскурантов) Микросхема ОР400 2 250,56 501,12 Каталог изделий «Промэлектроника» Микросхема 7805 1 8,56 8,56 Микросхема 7815 1 8,84 8,84 Микросхема 7915 1 9,5 9,05 Конденсатор SR-50-2200 3 19,49 58,29 Конденсатор SR-50-22 3 0,80 2,40 Батарея Varta 3 564 564 Итого: 1152,27
Таблица8. Результаты расчета затрат наэлектроэнергию Наименование оборудования Номинальная потребляемая мощность единицы оборудования, кВт Число единиц оборудования, шт. Суммарная номинальная потребляемая мощность, Вт Время работы оборудования, ч Расход электроэнергии, кВт/ч Стоимость единицы (1кВт/ч) электроэнергии, руб. Суммарная стоимость электроэнергии, руб. Установка А-705-15-03 0,035 1 35 90 3,15 0,88 2,77 Электропаяльник 0,025 1 25 4 0,1 0,88 0,9 Термокамера 2,5 1 2500 2 5000 0,88 4,40 Светильник ЛС02 0,08 3 240 90 21,6 0,88 19,01 Светильник СК300 0,03 1 300 90 27 0,88 23,76 Итого: 50,3
Таблица9. Результаты расчета основнойзаработной платы Часовая тарифная ставка, руб./ч
Количество рабочих
часов, ч. Всего по тарифу Премия 40%
Районный
коэффициент 15% Итого 28 90 2520 1008 529,2 4057,2
Таблица 10. Результатырасчета прочих затрат Дополнительная заработная плата
Отчисления на
социальное страхование Цеховые расходы Общезаводские расходы Внепроизводственные расходы Итого % 10 38,6 30 15 15 Руб. 405,72 1566,08 1217,10 608,58 608,58 4406,12
Таблица 11. Расходыпо содержанию и эксплуатации оборудования Наименование оборудования Стоимость оборудования Ресурс работы Амортизационные отчисления, руб./ч.
Время
работы Расходы на эксплуатацию Паяльник 110 500 4 0,22 0,88 Мультиметр 320 5000 68 0,064 4,35 Термокамера 1500 2000 2 7,5 15 Итого: 20,23
Таблица 12. Результатырасчета себестоимости Наименование статей затрат Сумма, руб. % от полной себестоимости Основные и вспомогательные материалы 1315 0,14 Покупные и комплектующие материалы 1152,27 1188 Электроэнергия 50,03 0,52 Основная заработная плата 4057,20 41,83 Дополнительная заработная плата 405,72 4,18 Отчисления на соц. страхование 1566,88 16,15 Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования 20,23 0,21 Цеховые расходы 1217,10 12,55
ИТОГО:
Цеховая себестоимость 8482,58 87,45 Общезаводские расходы 608,58 6,27
ИТОГО:
Производственная себестоимость 9092,16 93,72 Внепроизводственные расходы 608,58 6,27
ВСЕГО:
Полная себестоимость 9699,74 100
Таким образом, себестоимостьмодернизации составляет 9699,74 руб. Амортизационные отчисления составят96999,74/4=2424,9 руб./год.
Новая электронная установка2-го класса стоит 3800 у.е. Считая курс по состоянию на 15.03.2011, стоимостьновой установки составляет 107000 руб. Срок службы основные фирмы изготовители(Mettler, Penver, Pivotecs и др.) ограничивают 8 годами, после чего сохранениеметрологических характеристик не гарантируется, а амортизационные отчислениясоставляют 107000/8=13375 руб./год.
Таким образом, экономическийэффект от модернизации одной электронной установки составляет 107000 – х/4=26750руб./год.
На компрессорной станцииэксплуатируется 3 установки типа А-705-15-03, из которых модернизацииподверглось 3 штуки. Суммарный экономический эффект при этом составляет 80250руб.
6. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНИДЕЯТЕЛЬНОСТИ
Общие требования по техникебезопасности при обслуживании компрессорных станций
Обвязочные газопроводы,находящиеся на территории и в цехах компрессорной станции, характеризуютсявысокими давлениями транспортируемого газа, как в самих газопроводах, так и ваппаратах, установках и других коммуникациях, из которых воз-можен выход газапри нарушении герметичности фланцевых соединений и арматуры,
а также возможнымиобразованиями пирофорных соединений в пулеуловителях, отстойниках, емкостях и другихместах. Вредными для организма человека являются повышенная температура,вибрация оборудования и шумы в компрессорных цехах, поэтому при выполнениилюбых работ в производственных помещениях, внутри аппаратов, сосудов и надругих коммуникациях КС от персонала требуется строгое соблюдение правилтехники безопасности и организация безопасных условий труда.
К работе на КС допускаютсялица не моложе 18 лет, прошедшие вводный инструктаж, обучение безопасным приемами методам работы, инструктаж на рабочем месте по правилам внутреннегораспорядка, технике безопасности при эксплуатации техно- логическогооборудования по профессиям и выполнении отдельных видов работ, правилампожарной безопасности на КС и успешно сдавшие экзамены на допуск к самостоятельнойработе. Весь персонал должен уметь оказывать первую помощь пострадавшим.
Персонал должен быть обеспеченсредствами индивидуальной защиты в соответствии с типовыми отраслевыми нормами ихарактером выполняемой работы.
Содержание горючих газов ипаров в воздухе производственных помещений при эксплуатации не должно превышать5% их нижнего предела взрываемости. Помещения, где возможно образование опасныхгазовоздушных смесей, в соответствии с проектом оборудуются сигнализаторами довзрывоопасных концентраций газов, сблокированных с автоматикой включенияаварийной вентиляции. Запрещается эксплуатировать компрессорный цех свыключенной или неисправной системой контроля загазованность. Работоспособностьавтоматической сигнализации и автоматическое включение аварийной вентиляциипроверяются персоналом еже сменно.
Курение на компрессорнойстанции, в машинном зале и других производственных помещенияхкатегорически запрещается. Должны быть выделены специальные помещения и отведеныместа для курения.
В производственных помещенияхобъектов МГ должны соблюдаться требования,предусмотренные #M12291 5200291ГОСТ 12.1.003-83#S«Шум. Общие требования безопасности»; СН 245-71, ГОСТ 12.1.005-76 «Воздухрабочей зоны. Основные санитарно-гигиенические требования», СНиП «Отопление,вентиляция и кондиционирование воздуха»; СНиП #M12291 871001211II-12-77#S «Защитаот шума. Нормы проектирования»; ГОСТ 12.1.012-78 «Вибрация. Общие требованиябезопасности»; СНиП II-4-79 «Естественное и искусственное освещение. Нормыпроектирования».
Санитарно-бытовые помещения иих оборудование должны отвечать требованиям соответствующих СНиПов исанитарных норм. Руководство предприятия обязано обеспечить соответствие числасанитарно-бытовых помещений и их оснащенность условиям работы и числуработающих.
Организация работ, режимовтруда и отдыха рабочих в условиях повышенной вредности должна соответствоватьТиповым внутрисменным режимам труда и отдыха рабочих промышленных предприятий.
Проходы, выходы, лестничныеклетки, тамбуры, коридоры, запасные выходы, средства пожаротушения и аварийныесклады не должны загромождать какими-либопредметами, материалами и оборудованием.Не допускается устройство кладовых, мастерских под маршами лестничных клеток.Резервное оборудование, материалы и прочие ценности должны складировать вспециально отведенных для этой цели поме- щениях или местах.
Двери в помещениях должныоткрываться в направлении ближайших выходов наружу.
Уровни звука (шума) иэквивалентные уровни звука в производственных помещениях и на территорииобъектов не должны превышать допустимый уровень по #M122915200291ГОСТ 12.1.003-83#S.
Технологическое оборудование,устанавливаемое на объектах МГ, по своим характеристикам должно удовлетворятьтребованиям санитарных норм.
Расположение аппаратуры впроизводственных помещениях, а также трубопроводов должно обеспечиватьбезопасность их обслуживания, ремонта и осмотра.
Зоны с уровнем звука выше 85дБ должны быть обозначены знаками безопасности. Работающих в этих зонахадминистрация обязана снабжать СИЗ, подобранными по ГОСТ 12.4.051-78«Средства индивидуальной защиты органа слуха. Общие техническиеусловия». Запрещается даже кратковременное пребывание в зоне с уровнямизвукового давления, превышающими 135 дБ, любой из нормируемых октавных полосчастот.
Методы измерения шума нарабочих местах и шумовых характеристик оборудования должны соответствоватьгосударственным и отраслевым стандартам.
Если уровни звукового давленияна рабочих местах и в зонах обслуживания технологического оборудованияпревышают значения, допустимые по #M12291 5200291ГОСТ12.1.003-83#S, необходимо провестисоответствующую экспертизу и принять меры для снижения шума в условияхэксплуатации, предусмотренные #M12291 871001211СНиПII-12-77#S.
Уровни общей технологическойвибрации, транспортной вибрации, передающейся на руки работающих прииспользовании виброинструмента, не должны превышать ДУ по ГОСТ 12.1.012-78«Вибрация. Общие требования безопасности».
Вибробезопасные условия трудадолжны быть обеспечены: применением вибробезопасного оборудования иинструмента; применением средств виброзащиты, снижающих воздействие на рабочихвибрации на путях ее распространения;
организационно-техническимимероприятиями (поддержание в условиях эксплуатации технического состояния машини механизмов на уровне, предусмотренном НТД на них; введение режимов труда,регулирующих продолжительность воздействия вибрации на рабочих; выводработников из мест с превышением допустимого уровня по вибрации).
В производственных помещенияхсодержание вредных газов и паров в воздухе рабочей зоны не должно превышать ПДКрабочей зоны.
Поступление вредных веществ впомещение и их распространение в рабочей зоне необходимо предотвращать путемрационального размещения объектов и организации производственного процесса(герметизация, теплоизоляция, вывод продувочных линий за пределы помещения,исключения возможности разлива продуктов, качественная работа вентиляции иканализации, контроль воздушной среды).
Освещенность рабочих мест,проходов между оборудованием, мостков, лестниц, переходов, щитов управления иконтрольно-измерительных приборов, устройство рабочего, в том числе местногоаварийного, эвакуационного освещения, а также территории промплощадок должнасоответствовать допустимым нормам по СНиП II-4-79.
Естественное и искусственноеосвещение". Светотехнические установки и светильники, устанавливаемые врабочих помещениях, должны соответствовать категории пожаровзрывоопасностипомещения, поддерживаться в технически исправном состоянии и иметьдистанционное управление.
Каждый работающий на объектеобязан знать и выполнять установленные для объекта #M122919012376правила пожарной безопасности#S,не допускать действий, которые могут при-вести к пожару, сообщать руководителюоб обнаруженных нарушениях требований пожарной безопасности.
На основе данных Правил,других нормативных документов, а также указаний Газпрома по вопросам пожарнойбезопасности на каждом объекте цехе, участке, установке и т.п.) должны бытьразработаны, исходя из специфики пожарнойопасности производства, инструкции омерах пожарной безопасности, отвечающие требованиям #M122930 9012376 4292890151 23941 26769 13 2629698864 2822 24254 1094338247ППБ01-93#S Инструкции согласовываются сГосударственной противопожарной службой и утверждаются руководителем объекта(главным инженером).
Работники объекта обязаны:
· знать и соблюдать требованияданных Правил и разработанных на их основе инструкций по пожарной безопасности,а также соблюдать и поддерживать установленный противопожарный режим;
· уметь пользоваться средствамипожаротушения и знать место их расположения;
· в случае обнаружения пожара:немедленно сообщить о нем в пожарную охрану; организовать эвакуацию из здания(помещения) или опасной зоны всех работающих, не занятых ликвидацией пожара;
· в случае угрозы для жизни людейнемедленно организовать их спасение, используя для этого все имеющиеся силы исредства; прекратить все работы, не связанные с мероприятиями по ликвидациипожара; при необходимости вызвать медицинскую службу;
· организовать отключениеэлектроэнергии (кроме аварийного и эвакуационного освещения), остановкутранспортирующих устройств, агрегатов, аппаратов, коммуникаций, систем вентиляциии проведение других мероприятий, способствующих предотвращению распространенияпожара;
· обеспечить защиту людей,принимающих участие в тушении пожара, от возможных обрушений конструкций,поражений электрическим током, отравлений, ожогов;
· принять возможные меры к эвакуацииимущества, приступить к тушению пожара имеющимися на объекте, участке или нарабочем месте средствами пожаротушения (огнетушитель, кошма пожарная,внутренний пожарный кран и др.), принять меры по вызову к месту пожаранепосредственного руководителя данного объекта (цеха, участка, склада и т.п.)или другого должностного лица.
К самостоятельной работеспециалисты, рабочие и служащие объектов могут быть допущены только послепрохождения подготовки по изучению правил и инструкций по пожарной безопасностидля предприятия, цеха, производственного участка, установки, здания или сооружения.
Противопожарная подготовкаИТР, рабочих и служащих должна проводиться в соответствии с #M12291 5200170ГОСТ 12.0.004-90#S и включать противопожарный инструктаж (вводный,первичный на рабочем месте, повторный, внеплановый и текущий) и занятия попожарно-техническому минимуму.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В дипломнойработе на основании анализа технологического процесса и метрологическогообеспечения при транспортировке природного газа разработаны рекомендации посовершенствованию средств измерений в турбокомпрессорном цехе Комсомольскойгазокомпрессорной станции.
Основныерезультаты полученные при выполнении дипломной работы заключаются в следующем:
1. Врезультате метрологической экспертизы технической документации установленоследующее:
- В процессетранспортировки природного газа измеряются и контролируются все необходимыепараметры ГКС.
- Рекомендуетсяустановить предельные значения (не выше 7,5 Мпа) давления газа на выходе ГКС савтоматическим управлением защиты от превышения выходного давления.
- Рекомендуется ввестив документацию измерения и дополнения а именно, результаты измерения давления выразить в системе Si (Па; кПа; Мпа.)
На основаниианализа метрологических характеристик средствв измерении и оценкиправильности их выбора, рекомендуется заменить:
- Прибор А511 (каналы измерения температуры ТВД, ТНД, масла до и после охлаждения, воздуха навходе осевого компрессора.) Заменить на АЭ511А цифровой прибор данного класса.
- Прибор А542 (каналы измерения температуры ТВД, ТНД, давления осевого компрессора, перепададавления «масло-газ».) Заменить на АЭ542А цифровой прибор данного класса.
- Прибор А501 (каналы измерения скорости вращения ТВД, ТНД, давления входа и выхода газа.)Заменить на АЭ501А цифровой прибор данного класса.
3. Проведенотехнико-экономическое обоснование разработанных рекомендаций внедрениерекомендаций на трех ГПА из 28 имеющихся на станции, дает годовой экономическийэффект 99750 рублей.