Реферат: Анализ технологического процесса и метрологического обеспечения при транспортировке природного газа

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРЕДПРИЯТИЯ

1.1 МЕТРОЛОГИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ

1.2 НАЗНАЧЕНИЕ И ЗАДАЧИ МЕТРОЛОГИЧЕСКОЙ СЛУЖБЫ

2. ИЗМЕРЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА

2.1 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОЦЕСС КОПРЕМИРОВАНИЯ ГАЗА

2.2 ПАРАМЕТРЫ ТУРБИНЫ И ИХ ИЗМЕРЕНИЕ

2.3 ИЗМЕРЕНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ

2.4 ИЗМЕРЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ

3. ИССЛЕДОВАНИЕ МХ СИ НА СООТВЕТСТВИЕ ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫМ ТРЕБОВАНИЯМ

3.1 МЕТРОЛОГИЧЕСКАЯ ЭКСПЕРТИЗА ТЕХНИЧЕСКОЙДОКУМЕНТАЦИИ

3.2 ОБОСНОВАНИЕ ТОЧНОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ

3.3 ОРГАНИЗАЦИЯ МЕТРОЛОГИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ ЗАРАБОЧИМИ СИ НА ПРЕДПРИЯТИИ

3.4 ПЕРЕЧЕНЬ СИ, ПОДЛЕЖАЩИХ ПОВЕРКЕ И КАЛИБРОВКЕ

3.5ОЦЕНКА ПРАВИЛЬНОСТИ ВЫБОРА СИ

4. ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ ПО СОВЕРШЕНСТВОВАНИЮ СИ

5. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ

6. БЖД

ВВЕДЕНИЕ

Использование энергоресурсов и экономичности работы энергетического оборудования во все времена является актуальной задачей. Особое значение вопросы экономичности приобретают для оборудования, которое продолжительное время эксплуатируется в тяжелых природно-климатических условиях. метрологический природный газ

ООО «Газпромтрансгаз Югорск» эксплуатирует многониточную систему магистральных газопроводов (МГ) диаметрами 1000, 1200 и 1400 мм общей протяженностью – 27 034 километров (в однониточном исчислении). В эксплуатации находится 211 КЦ, 1 151 ГПА общей мощностью 15 654 МВт. Предприятие обеспечивает транспорт газа от крупнейших месторождений Западной Сибири — Ямбургского, Уренгойского, Заполярного, Юбилейного, Ямсовейского и Медвежьего в направлении ООО «Газпромтрансгаз Чайковский», ООО «Газпромтрансгаз Ухта», ООО «Газпромтрансгаз Екатеринбург».

Поступление газа в газотранспортную систему (ГТС) ООО «Газпромтрансгаз Югорск» от газодобывающих предприятий в 2007 году составило 475,1 млрд. м3, что на 4,65 млрд. м3 больше чем в 2001 году. Данные по поступлению природного газа от месторождений и потреблению газа на собственные технологические нужды (СТН) предприятия в период с 2001 года по 2007 год показывают рост поступления природного газа от газодобывающих предприятий в систему газопроводов ООО «Газпромтрансгаз Югорск», и как следствие рост расхода газа на СТН.

В процессе эксплуатации системы магистральных газопроводов в числе других важнейших задач на первый план выдвигается задача оценки эффективности использования основных топливно-энергетических ресурсов и отыскания резервов их экономии.

Целью данной дипломной работы является разработка рекомендаций по совершенствованию средств измерений в турбокомпрессорном цехе Комсомольской ГКС.

Дипломная работа содержит введение, шесть разделов и заключение.

В первом разделе дана общая характеристика предприятия и метрологического обеспечения производства, рассмотрен технологический процесс компремированияприродного газа.

Анализу состояния метрологического обеспечения производства на Комсомольской ГКС посвящен второй раздел дипломной работы. Рассмотрены измеряемые величины и контролируемые параметры технологического процесса.

В третьем разделе проведено исследование метрологических характеристик средств измерений (СИ), используемых на ГКС, на соответствие их предъявляемым требованиям. На основании метрологической экспертизы технологической документации обоснованы требования к точности измерений, проведена оценка правильности выбора СИ. Рассмотрена организация метрологического контроля за рабочими СИ.

Разработке рекомендаций по совершенствованию метрологического обеспечения (МО) производства в турбокомпрессорном цехе Комсомольской ГКС посвящен четвертый раздел дипломной работы.

В пятом разделе проведено технико-экономическое обоснование разработанных в дипломной работе предложений.

Рассмотрению вопросов безопасности жизнедеятельности посвящен шестой раздел дипломной работы.

В заключении обобщены и проанализированы результаты, полученные при выполнении дипломной работы.

Дипломная работа выполнена по заказу предприятия.

1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРЕДПРИЯТИЯ

Предприятие по транспортировке и поставкам газа ООО «Тюментрансгаз», организованное в январе 1966 года, переименованное в январе 2008г в ООО «Газпромтрансгаз Югорск», одно из самых мощных газотранспортных предприятий в мире. Оно является дочерним предприятием ОАО «Газпром», основанным на собственности Общества. ООО «Газпромтрансгаз Югорск» принимает газ от месторождений севера Тюменской области: Медвежьего, Уренгойского, Ямбургского, Юбилейного и транспортирует его по многониточной системе газопроводов до городов Урала, центральных регионов России, в «ближнее зарубежье» и Западную Европу.

Предприятие входит в Единую систему газоснабжения страны (ЕСГ РФ), которая функционирует как единый технологический комплекс. Территориально магистральные газопроводы предприятия ООО «Газпром трансгаз Югорск» располагаются в Тюменской (на землях Ямало-Ненецкого и Ханты-Мансийского автономных округов) и Свердловской областях. Незначительная часть газопроводов проходит по Пермскому краю.

В состав «Газпром трансгаз Югорск» входят 57 подразделений, 29 из них – линейно-производственные управления магистральных газопроводов (ЛПУ МГ). Предприятие транспортирует свыше 1,3 млрд. куб. м газа в сутки. Для этой цели имеются 220 компрессорных станций, в которых установлены 1125 газоперекачивающих агрегатов общей мощностью 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 газопроводам через определенные промежутки (140 — 160 км) размещаются компрессорные станции (КС), которые компримируют транспортируемый газ и тем самым восполняют гидравлические потери давления газа на участках между ними, что позволяет поддерживать максимальную производительность в целом. Компрессорные станции (КС) оснащаются газоперекачивающими агрегатами и необходимым вспомогательным оборудованием.

Комсомольское линейное производственное управление магистральных газопроводов (КЛПУ МГ), образованное 17 января 1966 года, является одним из производственных звеньев ООО “Газпром трансгаз Югорск”, задачей которого является транспортирование газа с заданными параметрами по системе магистральных газопроводов.

Современная компрессорная станция (КС) это сложное инженерное представляет собой сложное инженерное сооружение, обеспечивающее основные технологическиепроцессы по подготовке и транспорту газа.

Компрессорная станция — 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 определяется режим работы газопровода. Наличие КС позволяет регулировать режим работы газопровода при колебаниях потребления газа, максимально используя при этом аккумулирующую способность газопровода.

Рис. 1 Принципиальная схема компоновки основного оборудованиякомпрессорной станции

На рис.1 показана принципиальная схема компоновки основного оборудования компрессорной станции, состоящей из 3 ГПА. В соответствии с этим рисунком в состав 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.

При движении газа по трубопроводу происходит потеря давления из-за разного гидравлического сопротивления по длине газопровода. Падение давления вызывает снижение пропускной способности газопровода. Одновременно понижается температура транспортируемого газа, главным образом, из-за передачи теплоты от газа через стенку трубопровода в почву и атмосферу.

Для поддержания заданного расхода транспортируемого газа путем повышения давления через определенные расстояния вдоль трассы газопровода и устанавливаются компрессорные станции.

Принципиальная схема расположения КС вдоль трассы магистрального газопровода приведена на рис. 2, где одновременно схематично показаны изменения давления и температуры газа между КС.

Рис. 2 Схема газопровода и изменения давления и температурыгаза вдоль трассы

1.1 МЕТРОЛОГИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ

Метрологическое обеспечение (МО) – установление и применение научных и организационных основ, технических средств, правил и норм, необходимых для достижения единства и требуемой точности измерений.

Метрологическое обеспечение имеет четыре основы:

• научной основой является метрология;

• организационной основой МО Комсомольского ЛПУМГ является:

— метрологическая служба ОАО «Газпром», состоящая из службы метрологии

Управления по 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»;

-метрологическая служба предприятия;

• нормативно-правовой основой МО являются совокупность документов:

— Законы РФ «Об обеспечении единства измерений» и «О техническомрегулировании»;

— ФЗ РФ «Об энергосбережении»;

— постановления Правительства России по отдельным вопросам (направлениям)метрологической деятельности;

— нормативные документы Федерального агентства по техническомурегулированию и метрологии;

— рекомендации государственных научных метрологических центров;

— отраслевые стандарты;

• технической основой метрологического обеспечения являются:

— система государственных эталонов единиц физических величин;

— система передачи размеров единиц физических величин от эталонов рабочимэталонам и средствам измерений;

— разработка, постановка и ввод в обращение средств измерений:

— поверка и калибровка средств измерений.

Целью метрологического обеспечения предприятия является:

— повышение эффективности управления производством и уровня автоматизациипроизводственных процессов;

— обеспечение достоверного учета, расхода, а также требуемых параметровизмеряемого природного газа, энергетических ресурсов при их транспортировкеи реализации;

— повышение эффективности мероприятий по обеспечению безопасных условийтруда и охране окружающей среды;

— обеспечение промышленной безопасности;

— внедрение энергосберегающих технологий.

1.2 НАЗНАЧЕНИЕ И ЗАДАЧИ МЕТРОЛОГИЧЕСКОЙ СЛУЖБЫ

Метрологическая служба создана в соответствии с законодательством для выполнения работ по обеспечению единства измерений и осуществления метрологического контроля и надзора за состоянием и применением средств измерений на предприятии.

Метрологическая служба Комсомольского ЛПУМГ в своей работе руководствуется:

— Положением о метрологической службе Комсомольского ЛПУМГ от 23.10.2005 г.;

— Законом РФ «Об обеспечении единства измерений»;

— ФЗ от 3 апреля 1996 г. №28 «Об энергосбережении»;

— ФЗ от 31 марта 1999 г. № 69 «О газоснабжении в Российской Федерации»;

— ФЗ РФ «О техническом регулировании» (от 27.12.2002 г. №184-ФЗ);

— нормативными документами Государственной системы обеспечения единстваизмерений (ГСИ);

— стандартами организации, правилами, инструкциями, рекомендациями;

— приказами и распоряжениями ООО «Газпром трансгаз Югорск».

Метрологическая служба Комсомольского ЛПУМГ реализует требования ФЗ «Об обеспечении единства измерений» и метрологических правил и норм, установленных нормативными документами, в целях:

— снижения затрат на эксплуатацию промышленных объектов предприятия, в част-ности КС, узлов учета газа, а также отдельных технических устройств и оборудования, применяемые в процессе транспортировки природного газа;

— обеспечения единства, достоверности и требуемой точности измерений при транспортировке и поставке природного газа;

— получения достоверной информации о количестве топливного газа и приеме-передаче природного газа «потребителям».

На предприятии ведется постоянный учет СИ. Составлен перечень средств измерений, имеющихся на предприятии, утвержденный в установленном порядке руководителем предприятия и органом ГМС. Все средства измерений, находящиеся в эксплуатации, учтены в графиках поверки и калибровки, в том числе и эталоны. На средства измерений, прошедших поверку и калибровку с положительным результатом нанесен оттиск поверочного или калибровочного клейма и имеются свидетельства о поверке и сертификаты калибровки.

Персонал метрологической службы имеет специальную метрологическую подготовку. Специалисты, осуществляющие калибровку средств измерений, аттестованы в установленном порядке.

2. ИЗМЕРЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИОГО ПРОЦЕССА

2.1 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОЦЕСС КОМПРЕМИРОВАНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА

При добыче и транспортировке в природном газе содержатся различного рода примеси: песок, сварной шлам, конденсат тяжелых углеводородов, вода, масло и т.д.

Наличие механических примесей и конденсата в газе приводит к преждевременному износу трубопровода, запорной арматуры, рабочих колес нагнетателей и, как следствие, снижению показателей надежности и экономичности работы компрессорных станций и в целом газопровода.

Система подготовки технологического газа служит для очистки газа от механических примесей и жидкости перед подачей его потребителю в соответствии с требованиями ГОСТ 5542-87.

В настоящее время на КС в качестве первой ступени очистки широко применяютциклонные пылеуловители, работающие на принципе использования инерционных силдля улавливания взвешенных частиц (рис. 3).

Рис. 3 Циклонный пылеуловитель:

1 — верхняя секция; 2 — входной патрубок;

3 — выходной патрубок; 4 — циклоны;

5 — нижняя решетка; 6 — нижняя секция;

7 — люк-лаз; 8 — дренажный штуцер;

9 — штуцеры контролирующих приборов; 10 — штуцеры слива конденсата

Циклонный пылеуловитель (рис.3) представляет собой сосуд цилиндрической формы, рассчитанный на рабочее давление в газопроводе, со встроенными в него циклонами 4.

Циклонный пылеуловитель состоит из двух секций: нижней отбойной 6 и верхней осадительной 1, где происходит окончательная очистка газа от примесей. В нижней секции находятся циклонные трубы 4.

Газ через входной патрубок 2 поступает в аппарат к распределителю и приваренным к нему звездообразно расположенным циклонам 4, которые неподвижно закреплены в нижней решетке 5. В цилиндрической части циклонных труб газ, подводимый по касательной к поверхности, совершает вращательное движение вокруг внутренней оси труб циклона. Под действием центробежной силы твердые частицы и капли жидкости отбрасываются от центра к периферии и по стенке стекают в коническую часть циклонов и далее в нижнюю секцию 6 пылеуловителя. Газ после циклонных трубок поступает в верхнюю осадительную секцию 1 пылеуловителя, и затем, уже очищенный, через патрубок 3 выходит из аппарата.

В процессе эксплуатации необходимо контролировать уровень отсепарированной жидкости и мехпримесей с целью их своевременного удаления продувкой через дренажные штуцеры. Контроль за уровнем осуществляется с помощью смотровых стекол и датчиков, закрепленных к штуцерам 9. Люк 7 используется для ремонта и осмотра пылеуловителя при плановых остановках КС.

На рис.3 показан график зависимости производительности пылеуловителя при различных перепадах давления на аппарате .

Рис. 3 График зависимости производительности пылеуловителяот давления при различных перепадах давления на аппарате

Наибольшая очистка газа достигается при обеспечении работы этого пылеуловителя в зоне, ограниченной кривыми и , а при выходе рабочей точки из этой зоны эффективность очистки резко падает.

В связи с невозможностью достичь высокой степени очистки газа в циклонных пылеуловителях появляется необходимость выполнять вторую ступень очистки, в качестве которой используют фильтр-сепараторы, устанавливаемые последовательно после циклонных пылеуловителей (рис. 4).

Рис. 4 Фильтр-сепаратор:

1 — корпус фильтр-сепаратора; 2 — быстрооткрывающийся затвор;

3 — фильтрующие элементы; 4 — направляющая фильтрующего элемента;

5 — трубная доска камеры фильтров; 6 — каплеотбойник;

7 — конденсатосборник

Работа фильтр-сепаратора осуществляется следующим образом: газ после входного патрубка с помощью специального отбойного козырька направляется на вход фильтрующей секции 3, где происходит коагуляция жидкости и очистка от механических примесей. Через перфорированные отверстия в корпусе фильтрующих элементов газ поступает во вторую фильтрующую секцию — секцию сепарации. В секции сепарации происходит окончательная очистка газа от влаги, которая улавливается с помощью сетчатых пакетов. Через дренажные патрубки мехпримеси и жидкость удаляются в нижний дренажный сборник и далее в подземные емкости.

Очищенный природный газ не имеет ни цвета, ни запаха, поэтому для обнаружения его утечек и определения наличия в воздухе газ предварительно одорируют, т.е. добавляют в него специальные вещества-одоранты, обладающие сильным специфическим запахом. В качестве одорантов обычно используют этилмеркаптан и тетрагидротиофен.

2.2 ПАРАМЕТРЫ ТУРБИНЫ И ИХ ИЗМЕРЕНИЕ

На газоперекачивающем агрегате ГТК-10-4 предусмотрено измерение большого числа параметров: температуры, давления, разности давлений, оборотов, уровня. Основная часть параметров измеряется дистанционно с помощью преобразования текущего значения в аналоговый электрический сигнал, который передается на измерительный прибор, установленный на главном щите управления компрессорным цехом. Из числа дистанционно измеряемых выделяется семь наиболее важных параметров, определяющих режим агрегата:

· температура продуктов сгорания перед ТВД и за ТНД;

· частоты вращения валов ТВД и ТНД;

· давление газа до и после нагнетателя;

· давление воздуха после компрессора;

· перепад давления “масло-газ” в системе уплотнения нагнетателя.

Для измерения этих параметров на устройстве представления информации установки централизованного контроля и управления А-705-15-03 имеются индивидуальные показывающие и регистрирующие приборы. Измерение остальных параметров в установке А-705-15-03 осуществляется преоразованием всех дистанционно измеряемых параметров в аналоговый сигнал с представлением на многошкальном приборе по вы-зову.

Часть параметров, текущие значения которых изредка могут заинтересовать оператора при нормальной эксплуатации агрегата, измеряются приборами, установленными в машзале вблизи агрегата. Обычно эти приборы одновременно выполняют роль датчиков в цепях управления и защиты, преобразуя измеряемый параметр в дискретный электрический 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)

2.3 ИЗМЕРЕНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ

Для измерения температуры вкладышей подшипников, масла и воздуха используются термопреобразователи сопротивления. В этих датчиках использовано свойствопроводника, из которого изготовлен чувствительный элемент, изменять свое сопротивление в зависимости от температуры. Сопротивление измеряется вторичным прибором, где преобразуется в аналоговый сигнал электрического тока или в перемещение указателя прибора.

Термопреобразователи сопротивления различаются по типу чувствительного элемента (медные или платиновые), по конструктивному исполнению, инертности и некоторым другим характеристикам. Термопреобразователи типа ТСП-5071 и ТСМ-5071 используются на ГПА для контроля температуры жидких и газообразных сред.

Инертность термопреобразователей такого типа лежит в пределах 20-40 с. В подшипниках агрегата устанавливаются преобразователи типа ТСП-309, ТСМ-6095 или миниатюрные типа ТСП-410 и ТСМ-410, имеющие наружный диаметр 5 мм. В каждом опорном подшипнике установлено два термопреобразователя, а в каждом упорном – четыре (два в установочных колодках и два в рабочих). Благодаря установке термопреобразователей в непосредственной близости от рабочих поверхностей подшипников иих малой инерционности, измерение и защита осуществляются с большой точностью и быстродействием. В установке А-705-15-03 для каждого преобразователя предусмотрен отдельный канал измерения и защиты с формированием двух специальных сигналов по температуре – предупреждающего и аварийного.

К числу важнейших параметров, по которым судят о режиме агрегата, относитсятемпература продуктов сгорания. Измерение этого параметра и защита от превышениятемпературы производятся с помощью преобразователей термоэлектрических (термопар). Принцип действия термопар основан на явлении возникновения в контуре, составленном из двух различных проводников, электродвижущей силы (ЭДС), пропорциональной разности температуры холодного и горячего спаев проводников.

Проводники, составляющие термопару – термоэлектроды, соединены на одномконце, а место соединения — горячий спай — помещается в торцевой части корпуса термопары. Конструкция горячего спая определяет инертность термопары. Торцеваячасть корпуса изготавливается тонкостенной и заполняется теплопроводным сплавом, например серебряным припоем, что обеспечивает хороший тепловой контакт между корпусом термопары и ее горячим спаем.

Для измерения температуры продуктов сгорания в агрегате ГТК-10-4 применяются малоинерционные хромель-алюмелевые термопары ТХА-280М. Они измеряют температуру продуктов сгорания после ТНД. Для получения температуры перед ТВД производится пересчет в специальном вычислительном устройстве установки А-705-15-03. В выхлопном патрубке ГТУ установлено равномерно по окружности восемь сдвоенных термопар.

Для измерения температуры воздуха до и после регенератора применяются термопары ТХА-0806. Эти термопары обладают большей инерцией, что в данном мес-те не имеет значения, зато отличаются надежностью и долговечностью.

Для автоматического двухпозиционного регулирования температуры путем замыкания и размыкания контактов электрической цепи при изменении температуры контролируемой среды выше или ниже заданных настройкой пределов используются датчики-реле температуры ТР-ОМ5. Для измерения температуры масла применяется термометр манометрический, показывающий, сигнализирующий, электроконтактный — типа ТПП-СК.

Таблица 2. 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 ИЗМЕРЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ

Измерение давлений и перепада давлений производится манометрами и дифманометрами, которые устанавливаются на щите вблизи агрегата или по месту.

Для измерения перепада давления на сетке датчика образования льда используется сильфонный дифманометр типа ДСП-778-Н. Принцип действия сильфонного блока основан на зависимости между измеряемым перепадом давления и упругой деформацией винтовых цилиндрических пружин сильфона. Датчик образования льда представляет собой сетку, встроенную в инжектор. Инжектор установлен на наружной стороне камеры воздухоочистительного устройства после пылеулавливающих сеток. К инжектору подводится сжатый воздух из осевого компрессора, который, расширяясь, подсасывает воздух из камеры фильтров. При условиях, благоприятствующих образованию льда на лопатках входного направляющего аппарата осевого компрессора, на сетке датчика образуется лед, что сопровождается увеличением перепада давлений на сетке, который фиксируется дифманометром.

Подается предупредительный сигнал, что необходимо включить систему обогрева.

Для дистанционного измерения перепада давлений газа на конфузоре нагнетателя, преобразования его в электрический сигнал и передачи сигнала на вторичный прибор используется дифманометр мембранный типа ДМ.

Для контроля перепада давлений газа на кране 1, «масло-газ» в системе уплотнениянагнетателя, масла на фильтрах тонкой очистки и воздуха на фильтрах в системе регулирования используется реле давления дифференциальное типа РДД-1. Основная за- дача реле — выдать электрический сигнал при достижении установленного значения. Пределы настройки разности давлений, при которой срабатывает реле, от 0,03 до 0,63 МПа. Статическое давление рабочей среды не более 8,8 МПа.

Степень разрежения перед осевым компрессором определяется с помощью датчика тяги ДТ-250, принцип действия которого основан на уравновешивании силы, создаваемой разрежением контролируемой среды на чувствительный элемент (мембрану), силами упругих деформаций винтовой пружины. Датчик изготавливается с зоной нечувствительности, направленной в сторону повышения (относительно уставки) разрежения контролируемой среды. Установка производится по шкале датчика или по контрольному манометру при прямом срабатывании микропереключателя.

Защита по осевому сдвигу осуществляется с помощью двух электроконтактных манометров (осевой сдвиг ТНД — одним манометром), нормально разомкнутые контактыкоторых запараллелены и замыкаются в зависимости от направления смещения. Смевала и увеличение давления при уменьшении зазора более заметны, чем уменьшение давления при увеличении зазора.

Для непрерывного преобразования давлений газа на входе и выходе нагнетателя впропорциональный электрический сигнал используются взрывозащищенные манометры типа МП с выходным электрическим аналоговым сигналом 0-20 мА постоянноготока. Датчики построены на принципе электрической силовой компенсации и состоятиз трех унифицированных блоков: измерительного блока, электросилового преобразователя и полупроводникового усилителя.

Для непрерывной выдачи информации о давлении масла смазки в виде унифицированного сигнала — взаимной индуктивности 0¸10 мГ — используется манометр типа МЭД. Принцип действия датчика основан на деформации манометрической пружиныпри наличии избыточного давления.

Для контроля давления и перепадов давления используются также преобразователитензорезисторные взрывозащищенные типа «Сапфир». Они обеспечивают непрерывное преобразование давления (избыточного или абсолютного) и разности давлений вунифицированный выходной сигнал 0-20 мА. Преобразователи состоят из двух функциональных устройств: первичного преобразователя, блока питания и защиты.

Принцип действия преобразователя основан на использовании тензоэффекта в полупроводниках. Воздействие измеряемого параметра вызывает изменение сопротивления тензорезисторов, нанесенных на чувствительный элемент тензомодуля, которыйразмещен внутри измерительного блока первичного преобразователя. Это изменениесопротивления тензорезисторов преобразуется с помощью встроенного электронного устройства в пропорциональный токовый выходной сигнал первичного преобразователя. Указанный выходной сигнал преобразуется в унифицированный токовый сигнал 0-20 мА.

Таблица 3

Измерение давления

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 МЕТРОЛОГИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК НА СООТВЕТСТВИЕ ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫМ ТРЕБОВАНИЯМ

3.1 МЕТРОЛОГИЧЕСКАЯ ЭКСПЕРТИЗА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ

Метрологическая экспертиза – это анализ и оценка технических решений по выбору параметров, подлежащих измерению, установлению норм точности и обеспечению методами и средствами измерений процессов разработки, изготовления, испытания, эксплуатации и ремонта изделий.

Во всех проверяемых документах устанавливают правильность формы записи из- меряемых параметров. Каждый нормируемый параметр может быть задан либо номинальным значением с допускаемыми отклонениями, либо предельными значениями, либо максимальным или минимальным значениями. Предпочтительной формой является первая. В двух других случаях эксперт должен требовать указания допускаемой погрешности измерений. При этом если ограничено максимальное значение, то измеряемая величина не должна превышать заданное значение за вычетом погрешности измерений; если же ограничено минимальное значение, то суммируемаявеличина не должна быть менее суммы заданного значения величины и неопределенности измерений.

К числу основных задач метрологической экспертизы технической документации в соответствии с МИ 2267-93 относятся:

· определение оптимальности номенклатуры измеряемых параметров при контроле с целью обеспечения эффективности и достоверности контроля качестваи взаимозаменяемости;

· оценка обеспечения конструкцией изделия возможности контроля необходимых параметров в процессе изготовления, испытания, эксплуатации и ремонта изделий;

· установление соответствия показателей точности измерений, требованиямэффективности и достоверности контроля и взаимозаменяемости;

· установление соответствия показателей точности измерений требованиямобеспечения оптимальных режимов технологических процессов;

· установление полноты и правильности требований к средствам измерений иметодикам выполнения измерений;

· оценка правильности выбора средств измерений и методик выполнения измерений;

· выявление возможности преимущественного применения унифицированных, автоматизированных средств измерений, обеспечивающих получение заданной точности измерений, необходимой производительности;

· оценка обеспечения применяемыми средствами измерений минимальнойтрудоемкости и себестоимости контрольных операций при заданной точности;

· установление преимущественного применения стандартных или наличие аттестованных методик выполнения измерений;

· оценка соответствия производительности средств измерений производительности технологического оборудования;

· определение целесообразности обработки на ЭВМ результатов измерений, наличие стандартных или специальных программ обработки и соответствиятребованиям, предъявляемым к обработке результатов измерений, а так же кформам предоставления результатов измерений, контроля испытаний;

· установление правильности наименований и обозначения физических величин и их единиц;

· установление правильности указаний по организации и проведению измерений для обеспечения безопасности труда.

Одна из основных и важнейших задач метрологической экспертизы техдокументации установление оптимальности номенклатуры контролируемых параметров, которые основаны на выборе критериев оптимизации и решается совместно с разработчиком документации.

В связи с переходом на международную систему единиц (SI) важной задачей является установление правильности наименований и обозначений Физических величин и их единиц.

Задачей метрологической экспертизы является так же проверка правильности указаний по проведению измерений для обеспечения безопасности труда.

Для проведения метрологической экспертизы необходимы следующие нормативные документы:

· основополагающие документы ГСИ;

· стандарты ГСИ и других систем, относящихся к разрабатываемой документации;

· стандарты на методы контроля и испытаний;

· справочные материалы, относящиеся к разрабатываемой продукции.

При проведении экспертизы могут использоваться автоматизированные базы данных о метрологических характеристиках СИ, об эталонах, каталоги выпускаемых приборов, автоматизированные системы расчета суммарных неопределенностей измеряемых параметров.

В документации должны быть заложены требования к точности измерения. Для наиболее ответственных параметров:

— оценка правильности выбора СИ проводится по характеристикам;

— возможность использования СИ в заданных производственных условиях;

— трудоемкость и себестоимость измерительных операций и метрологического обслуживания.

В ходе проведения метрологической экспертизы была рассмотрена следующая документация:

— «Газотурбинная установка ГТК-10-4. Описание и условия эксплуатации. Производственное объединение «Невский завод» им.В.И.Ленина. Научно-исследовательский конструкторско-технологический институт по турбокомпрессостроению»;

— 194 ИЭ «Газоперекачивающий агрегат с газотурбинным приводом типа ГТК-10-4. Инструкция по эксплуатации»;

— Правила технической эксплуатации компрессорных цехов с газотурбинным приводом – М., Оргэнергогаз,1976;

— 0.325 ТО «Установка централизованного контроля и управления газоперекачивающими агрегатами А-705-15-03. Техническое описание и условия эксплуатации»;

— ИО 3.115-79 «Контроль за работой газотурбинных установок ГТК-10-4 по температуре газов за турбиной»;

— РМГ 63-2003 «Обеспечение эффективности измерений при управлении технологическими процессами. Метрологическая экспертиза технической документации»;

— ГОСТ Р 8.596-2002 «Метрологическое обеспечение измерительных систем»;

— МИ 2267-93 «Обеспечение эффективности измерений при управлении технологическими процессами. Метрологическая экспертиза технической документации»;

— ISO 10012 «Системы управления измерениями-Требования к процессам измерения и измерительному оборудованию».

3.2 ОБОСНОВАНИЕ ТОЧНОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ

Следует заметить, что контроль данных параметров необходим для нормальногофункционирования и безаварийной работы газоперекачивающего агрегата ГТК-10-4.

Докажем, что контроль данных параметров необходим:

Температура подшипников ГТК (70±10)ºС зависит от состояния трущихся частей, состояния масла, системы маслоохлаждения. При повышении t >80ºС происходит остановка ГТК по аварии, так как может произойти выплавление рабочей поверхности (баббит), что приведет к разрушению конструкции турбоагрегата.

Температура воздуха на всосе осевого компрессора зависит от температуры наружного воздуха. Если не подогревать всасывающийся воздух на входном направляющемаппарате при t нагр.±5ºС то велика вероятность того, что на входном направляющемаппарате и лопатках ОК будет намерзать лед, что приведет к помпажу ОК.

Температура и давление воздуха до и после регенератора влияют на нагрузку агрегата, частоту вращения валов, коэффициента передачи тепла, теплообмена. Наличие регенерации увеличивает КПД установки на всех режимах. Нормальная регенерация (70-75%) сокращает расход топлива на 18-20%.

Температура продуктов сгорания за ТНД (480±10)ºС и температура газов перед турбиной 780 ºС влияют на КПД установки. Резкие скачки температур или повышение сверх номинальных значений могут привести к тепловым деформациям частей турбины, в результате чего может возникнуть понижение прочности материала и его свойств, ГТК выходит из строя.

Температура масла до и после маслоохладителя контролируется в связи с тем, что при понижении ил повышении температуры сверхдопустимой утрачиваются качества, необходимые для смазки подшипников т/а и других трущихся частей, что может привести к аварии турбоагрегата.

Контроль осевых сдвигов роторов (Р<3 кгс/см) предотвращает разрушение конструкции агрегата.

Контроль за скоростью вращения валов ТВД и ТНД позволяет определить степень загрузки турбоагрегата, предотвращает работу турбоагрегата на запрещенных, техно-логическим процессам, оборотах (n<5300). Позволяет понижать или повышать обороты, тем самым менять многие параметры т/а. Соблюдать алгоритм пуска, нормального останова, аварийного останова.

Контролируя давление топливного газа после кр №12, мы предотвращаем аварийный останов т/а, а так же работу т/а на недопустимом давлении (Рр >10/кгс/см).

Контроль давления пускового газа после кр №11 необходим, так как Р<14 кгс/см не сможет вращать турбодетандер, соответственно ОК и ТВД на необходимых по алгоритму пуска оборотах.

Контроль давления воздуха перед камерой сгорания позволяет предотвратить взрыв в камере сгорания и гарантирует вентиляцию при пуске турбоагрегата, при невыполнении команды «Запал».

Необходимое давление воздуха перед камерой сгорания позволяет достаточно охладить жаровую трубу, а так же предоставляет необходимое количество воздуха на смешивание с газом.

Контроль давления воздуха за ОК является основным параметром работы турбины. В зависимости от давления воздуха за ОК контролируется давление проточного воздуха, открытие регулирующего клапана, температура перед ТВД и после ТНД.

Контроль давления масла после импеллера необходим, так как масло после импеллера поступает в систему регулирования. Существует зависимость между давлением этого масла и подачей топлива в камеру сгорания. По давлению за импеллером можно рассчитать обороты ТНД.

Контроль давления масла на смазку подшипников нагнетателя необходим, так как при недостаточном давлении (Р<1,2 кг) недостаточен размер масляного клина между подшипником и валом нагнетателя, возможен задир баббитового слоя.

Давление газа перед и после нагнетателя контролируется для расчета степени сжатия, контроля количества перекачиваемого газа, предотвращает помпаж нагнетателя при работе в зоне запрещенных обратов на степени сжатия.

Перепад давления масло-газ очень важный параметр с точки зрения техники безопасности. Контроль за этим параметром позволяет предотвратить выброс газа в машзал, в маслоблок. Отсутствие контроля привело бы печальным последствиям.

Недостаточное давление МБД приводит к исчезновению перепада масло-газ и другим последствиям. Давление масла высокого давления должно превышать давление газа. Регулируется регулятором перепада (РПД).

Охлаждение масла в маслоохладителе важно, так как контролируемое давление (Р1 =6кгс/см2 ) позволяет в полной мере охлаждать весь объем масла в системе маслоснабжения.

Давление масла за ТМН (11±2 кгс/см2 ) позволяет подавать масло во все системы смазки турбоагрегата (т/а).

Контроль давления воздуха постоянного 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 помощью этих параметров осуществляется пуск и останов т/а.

При повышении температуры на выходе нагнетателя газ разогревает изоляцию трубопровода. Контроль за этим параметром позволяет не допустить этой аварийной ситуации.

Важнейшим является контролирование загазованности в помещении нагнетателей. Установка ГАЗ 1 М позволяет своевременно обнаружить утечку газа и устранить ее.

Расход топливного газа контролируется ДМ 3585 М. Позволяет определить количество потребляемого топливного газа.

3.3 ОРГАНИЗАЦИЯ МЕТРОЛОГИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ ЗА РАБОЧИМИ СРЕДСТВАМИ ИЗМЕРЕНИЙ НА ПРЕДПРИЯТИИ

Метрологическая служба (МС) предприятия является частью МС РАО«ГАЗПРОМ». Возглавляется ведущим инженером производственного отдела и автоматизации метрологии. Создается приказом генерального директора предприятия.

Руководство деятельностью МС службы предприятия «Газпром трансгаз югорск» осуществляется ведущим инженером-метрологом производственного отдела КАиМ. Ведущий инженер-метролог по КАиМ является главным метрологом предприятия «Газпром трансгаз Югорск».

Основной задачей МС предприятия является осуществление технического и огранизационно-методического руководства работами по метрологическому обеспечению производства в подразделениях предприятия, а так же для непосредственного выполнения работ по МО.

В своей деятельности МС предприятия руководствуется стандартами и инструкциями Госстандарта, приказами и распоряжениями по предприятию, настоящих органов, а так же настоящим положением.

Метрологическая служба предприятия проводит свою работу над техническим и организационным, методическим руководством головной МС РАО«ГАЗПРОМ» — ДАО «ГАЗАВТОМАТИКА».

Ответственность за состояние метрологического обеспечения производства несетглавный инженер предприятия.

Ответственность за состояние метрологического обеспечения производства несет главных инженер предприятия.

Государственный надзор за МОП, состоянием, применением средств, измерением, соблюдением метрологических правил, требований и норм, а так же за деятельностью МС предприятия, осуществляет Госстандарт и его территориальные органы.

К основным задачам МС относятся:

· обеспечение единства и требуемой точности измерения, повышение уровня метрологического обеспечения, в первую очередь измерение расхода газа;

• организация и проведение калибровки и ремонта средств измерений, находящихся в эксплуатации на предприятии;

· проведение метрологической аттестации методик выполнения измерений, а так же участия в аттестации средств испытания и контроля;

· проведение метрологической экспертизы технических зданий, конструкторскойи технологической документации и других нормативных документов;

· изучение эксплуатационных свойств средств измерений, направление материалов по итогам этой работы в базовые организации МС по закрепленным видамдеятельности и в организации-изготовители этих средств измерений, составление и согласование с органами Госстандарта графиков проверки СИ и обеспечения своевременного представления на поверку;

· осуществление метрологического надзора и применением СИ, эталонами, применяемыми для калибровки СИ, соблюдением метрологических правил инорм, нормативных документов по обеспечению единства измерений на предприятии;

· участие в установленном порядке в работе отраслевых, межотраслевых, международных комиссий по решению проблем МО.

В обязанности МС входит:

· проведение систематического анализа состояния измерений на предприятии, разработка на его основе программ совершенствования МО на планируемый период и контроль за их выполнением;

· изучение потребностей подразделений предприятия в СИ эталонах, подготовка предложений по их разработке и приобретению;

· внедрение стандартов ГСИ и других НТД, отраслевых стандартов, разработка и внедрение стандартов предприятии, регламентирующих вопросы МО;

· организация эксплуатации СИ количество и качество газа на магистральныхгазопроводах, газо-измерительных станциях, ГИС собственных нужд, включая вопросы комплектации и ввода в эксплуатацию строящихся ГИС;

· организация повышения квалификации специалистов лаборатории метрологии подразделений предприятия;

• участие в установлении рациональной номенклатуры измеряемых параметтров, оптимальных норм точности измерений при контроле параметров технологических параметров;

· содействие органам Госстандарта при осуществлении или Госнадзора за составлением, применением, организации поверки средств измерений, а также за деятельностью МС предприятия, реализация их предложений и замечаний;

· выполнение расчетов экономической эффективности работ в области МО. Определение влияния этих работ на технико-экономические показатели производственной деятельности предприятия;

· ведение постоянной работы по расширению использования вычислительнойтехники для повышения эффективности работы МС, уменьшения рутинноготруда специалистов МС;

· соблюдение правил техники безопасности и правил технической эксплуатации на объектах предприятия в соответствии с ЕСУОТ.

Права МС:

· выдавать обязательные для подразделений предприятия, предписаний и указаний по вопросам состояния и применения СИ;

· готовить предложения руководству предприятия об отмене принятых руководителями подразделений приказов, распоряжений и указаний в области МО, противоречащих Закону РФ «Об обеспечении измерений», государственным, отраслевым стандартам и стандартам предприятия;

· привлекать отделы и подразделения предприятия, так же специалистов сторонних организаций к выполнению работ по МО;

· вносить предложения руководству предприятия о поощрении специалистовМС, добиваться высоких показателей в работе, а так же в привлечении кответственности лиц, виновных в нарушении метрологических правил инорм.

3.4 ПЕРЕЧЕНЬ СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЙ, ПОДЛЕЖАЩИХ ПОВЕРКЕ И КАЛИБРОВКИ

Парк средств измерений Комсомольской ГКС периодически согласно утвержденных графиков проходит 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 калибровке

Наименование 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 ОЦЕНКА ПРАВИЛЬНОСТИ ВЫБРА СИ

При выборе СИ для контроля техпроцесса необходимо учитывать совокупностьих метрологических и экономических показателей, причем точность СИ должна бытьдостаточно высокой по сравнению с требуемой точностью измерения контролируемого параметра.

Недостаточная точность приводит к возникновению фиктивного, необнаруженногобрака контроля, а измененная – повышает трудоемкость и стоимость контролируемых операций, а, следовательно, ведет к увеличению затрат.

При выборе СИ метролог обязан установить, в какой мере условия проведения измерений сказываются на суммарной неопределенности измерений, выполняемых с помощью рекомендованных СИ, какова доля неопределенности СИ в неопределенности измерения. Каковы неопределенности измерений при изменении условий проведения их.

Контролируемый параметр должен лежать в последней третьей части диапазона измерений. Проверяется для показывающих и самопишущих приборов, у которых класс точности выражен относительной или приведенной неопределенностью.

АБ, где

А – контролируемый параметр и допускаемые отклонения;

Б – диапазон измерения прибора.

Это одно из условий, которое проявляется при оценке правильности выбора измерений.

Второе условие – неопределенность измерения не должна превышать 1/3 поля до-пуска на контролируемый параметр, для наиболее ответственных параметров и поло-вина – для менее важных.

Д – на важный параметр

Д – на менее важный параметр

Д – поле допуска на контролируемый параметр

Если для измерения параметра применяется комплект, состоящий из нескольких СИ, то основная предельно допускаемая неопределенность комплекта СИ определяет-ся по формуле:

Δруком= для СИ t (ТЭП)

= — для СИ давления

Δру ком =для СИ t (ГПС)

а). а). Тº подшипника турбодетандера.

Термометр технический ТТ; диапазон измерений (0 — 100)ºС; ц.д.=1ºС

Для термометра технического стеклянного условия

АБ проверять не нужно

Д, где Д=(80-60)ºС=20ºС

Δотг = ±2ºС – по ГОСТ 2823-73

2<20

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.

АБ, 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

∆º ТСМ=0,955ºС

∆Iн =0,24ºС

∆º БН=0,5ºС

∆º А511=0,5ºС

К=1.1 при дав. Вер. 0,95

Условие выполняется, прибор А-511 выбран верно.

в). Температура воздуха в воздуховодах 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

АБ, где А=(150±10)ºС

Б=(0-400)ºС

— условие не выполняется, диапазон шкалы прибора выбран невер-но, но так как в процессе работы контролируемый параметр может менятся целесооб- разно оставить прибор с ВПИ=400ºС.

, где Д – поле допуска на контролируемый параметр

∆º ТХА=±ºС по кл.допуска В при t=150ºС

по справочным данным

С

С

К=1,1 при доверительной вероятности 0,95

С

С

Условие выполняется, прибор выбран верно.

г). Тº воздуха в воздуховодах 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, диапазон прибора выбран верно.

где Д – поле допуска на контролируемый параметр

К=1,1 при доверительной вероятности 0,95

Условие выполняется, следовательно измерительный прибор выбран верно.

д). Температура продуктов сгорания 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-511 кл.т.0,5; (0-600)ºС

Условие выполняется, диапазон измерения А-511 выбран верно.

где Д – поле допуска на параметр.

К=1,1 при доверительной вероятности 0,95

Условие выполняется, измерительный прибор А-511 выбран верно.

е). Температура воздуха в трубопроводе 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 произведенном процессе параметр может меняться, целесообразно оставить прибор с ВПИ и (-50+100)ºС.

где Д – поле допуска на параметр

Условие выполняется, следовательно, прибор А-511 выбран верно.

ж). Температура масла в трубопроводе перед МО.

Термопреобразователь: ТСМ — 50М; кл.д.С; (0-100)ºС

Нормирующий преобразователь: БН кл.т.0,5 (0-100)ºС

Измерительный прибор: А511 кл.т.0,5; (0-100)ºС

Условие выполняется, диапазон А-511 выбран верно.

Условие выполняется, следовательно, прибор А511 выбран верно.

з). Температура масла в трубопроводе 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 процессе параметр может изменяться, нужно оставить прибор с ВПИ 100ºС.

Условие выполняется, следовательно, прибор выбран верно.

и). Осевой сдвиг, ОУП, ТНД, ТВД, нагнетателя.

Электроконтактный манометр ЭКМ1У кл.т.1,5; (0÷10) кгс/см2

Условие не выполняется, шкала прибора выбрана неверно. Так как в производственном процессе параметр может меняться, целесообразно оставить измерительный прибор с ВПИ 10 кгс/см2 .

Условие выполняется, манометр ЭКМ1У 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, диапазон прибора выбран верно.

4. ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ ПО СОВЕРШЕНСТВОВАНИЮ СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЙ

Анализируя выше изложенный материал, разработаем следующие рекомендации для улучшения технологического процесса, совершенствования измерений в турбокомпрессорном цехе.

Произведено описание наиболее важных процессов, происходящих в турбине. Указаны основные контролируемые параметры необходимые для нормальной работы ГПАи процесса компремирования газа. В спецчасти произведена метрологическая экспертиза технической документации процесса компремирования и транспортировки газа. Произведен анализ оптимальности номенклатуры измеряемых и контролируемых параметров, обоснованы требования к точности измерений.

Произведена оценка правильности выбора СИ, на основании оценки составленоэкспертное заключение, в котором изложено заключение на рассмотренную документацию, предложены замены средств измерений на более совершенные. Приведены технические характеристики вновь предложенных СИ, указаны их преимущества. Далее в дипломной работе отражена деятельность МС предприятия «Газпром трансгаз Югорск», основные задачи и обязанности.

Основные результаты метрологической экспертизы приведены в таблице 3.

В процессе транспортировки газа контролируются все необходимые параметры.

Не все СИ, применяемые для контроля определены правильно, шкалы СИ не удовлетворяют условию А ≥ ⅔ Б диапазона измерений, что приводит к увеличениюнеопределенности.

Рекомендуется заменить прибор А511 (каналы измерения температуры ТВД, ТНД, масла до и после охлаждения, воздуха на входе осевого компрессора), прибор А542 (каналы измерения температуры 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 параметры отсутствуют номинальные значения и поле допуска.

Рекомендуется установить предельное значение (не выше 7,5 МПа) давления газа на выходе ГКС с автоматическим управлением защитой от превышения выходного давления.

В технической инструкции (ТИ) единицы давления выражены во внесистемных единицах – кгс/см2 .

При последующей разработке рекомендуется внести в документацию изменения и дополнения, а именно указать предельное давление на выходе ГКС, единицы измерения давления выразить в единицах SI (Па, кПа, Мпа).

Таблица 5.

Результаты метрологической экспертизы технической документации

Замечания	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-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ

Решение о целесообразности проведения метрологических работ принимается на основе экономического эффекта, определяемого на годовой объем метрологических работ в расчетном году (годового экономического эффекта).

Для серийно изготавливаемых средств измерений за расчетный год принимают второй год их использования.

Экономический эффект от метрологических работ отражает совокупную экономию живого труда, материалов, капитальных вложений и дополнительный доход от более полного удовлетворения потребности народного хозяйства в обеспечении единства и требуемой точности измерений.

При управлении технологическими процессами повышение точности измерений приводить к снижению расхода материальных ресурсов при приближении измеряемых параметров процессов к оптимальным значениям.

Таблица 6. Результаты расчетов основных 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 расчета затрат 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

Таблица 8. Результаты расчета затрат на электроэнергию

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

Таблица 9. Результаты расчета основной заработной 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. Результаты расчета 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. Расходы по 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. Результаты расчета 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, себестоимость модернизации составляет 9699,74 руб. Амортизационные отчисления составят 96999,74/4=2424,9 руб./год.

Новая электронная установка 2-го класса стоит 3800 у.е. Считая курс по состоянию на 15.03.2011, стоимость новой установки составляет 107000 руб. Срок службы основные фирмы изготовители (Mettler, Penver, Pivotecs и др.) ограничивают 8 годами, после чего сохранение метрологических характеристик не гарантируется, а амортизационные отчисления составляют 107000/8=13375 руб./год.

Таким образом, экономический эффект от модернизации одной электронной установки составляет 107000 – х/4=26750 руб./год.

На компрессорной станции эксплуатируется 3 установки типа А-705-15-03, из которых модернизации подверглось 3 штуки. Суммарный экономический эффект при этом составляет 80250 руб.

6. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНИДЕЯТЕЛЬНОСТИ

Общие требования по технике безопасности при обслуживаниикомпрессорных станций

Обвязочные газопроводы, находящиеся на территории и в цехах компрессорной станции, характеризуются высокими давлениями транспортируемого газа, как в самих газопроводах, так и в аппаратах, установках и других коммуникациях, из которых воз-можен выход газа при нарушении герметичности фланцевых соединений и арматуры,

а также возможными образованиями пирофорных соединенийв пулеуловителях, отстойниках, емкостях и других местах. Вредными для организма человека являются повышенная температура, вибрация оборудования и шумы в компрессорных цехах, поэтому при выполнении любых работ в производственных помещениях, внутри аппаратов, сосудов и на других коммуникациях КС от персонала требуется строгое соблюдение правил техники безопасности и организация безопасных условий труда.

К работе на КС допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие вводный инструктаж, обучение безопасным приемам и методам работы, инструктаж на рабочем месте по правилам внутреннего распорядка, технике безопасности при эксплуатации техно- логического оборудования по профессиям и выполнении отдельных видов работ, правилам пожарной безопасности на КС и успешно сдавшие экзамены на допуск к самостоятельной работе. Весь персонал должен уметь оказывать первую помощь пострадавшим.

Персонал должен быть обеспечен средствами индивидуальной защиты в соответствии с типовыми отраслевыми нормами и характером выполняемой работы.

Содержание горючих газов и паров в воздухе производственных помещений при эксплуатации не должно превышать 5% их нижнего предела взрываемости. Помещения, где возможно образование опасных газовоздушных смесей, в соответствии с проектом оборудуются сигнализаторами до взрывоопасных концентраций газов, сблокированных с автоматикой включения аварийной вентиляции. Запрещается эксплуатировать компрессорный цех с выключенной или неисправной системой контроля загазованность. Работоспособность автоматической сигнализации и автоматическое включение аварийной вентиляции проверяются персоналом еже сменно.

Курение на компрессорной станции, в машинном зале и других производственныхпомещениях категорически запрещается. Должны быть выделены специальные помещения и отведены места для курения.

В производственных помещениях объектов МГ должны соблюдаться требования, предусмотренные #M12291 5200291ГОСТ 12.1.003-83#S «Шум. Общие требования безопасности»; СН 245-71, ГОСТ 12.1.005-76 «Воздух рабочей зоны. Основные санитарно-гигиенические требования», СНиП «Отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха»; СНиП#M12291 871001211II-12-77#S «Защита от шума. Нормы проектирования»; ГОСТ 12.1.012-78 «Вибрация. Общие требования безопасности»; СНиП II-4-79 «Естественное и искусственное освещение. Нормы проектирования».

Санитарно-бытовые помещения и их оборудование должны отвечать требованиямсоответствующих СНиПов и санитарных норм. Руководство предприятия обязано обеспечить соответствие числа санитарно-бытовых помещений и их оснащенность условиям работы и числу работающих.

Организация работ, режимов труда и отдыха рабочих в условиях повышенной вредности должна соответствовать Типовым внутрисменным режимам труда и отдыхарабочих промышленных предприятий.

Проходы, выходы, лестничные клетки, тамбуры, коридоры, запасные выходы, средства пожаротушения и аварийные склады 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 в специально отведенных для этой цели поме- щениях или местах.

Двери в помещениях должны открываться в направлении ближайших выходов наружу.

Уровни звука (шума) и эквивалентные уровни звука в производственных помещениях и на территории объектов не должны превышать допустимый уровень по #M12291 5200291ГОСТ 12.1.003-83#S.

Технологическое оборудование, устанавливаемое на объектах МГ, по своим характеристикам должно удовлетворять требованиям санитарных норм.

Расположение аппаратуры в производственных помещениях, а также трубопроводов должно обеспечивать безопасность их обслуживания, ремонта и осмотра.

Зоны с уровнем звука выше 85 дБ должны быть обозначены знаками безопасности. Работающих в этих зонах администрация обязана снабжать СИЗ, подобранными по ГОСТ 12.4.051-78 «Средства индивидуальной защиты органа слуха. Общие технические условия». Запрещается даже кратковременное пребывание в зоне с уровнями звукового давления, превышающими 135 дБ, любой из нормируемых октавных полос частот.

Методы измерения шума на рабочих местах и шумовых характеристик оборудования должны соответствовать государственным и отраслевым стандартам.

Если уровни звукового давления на рабочих местах и в зонах обслуживания технологического оборудования превышают значения, допустимые по #M12291 5200291ГОСТ 12.1.003-83#S, необходимо провести соответствующую экспертизу и принять меры для снижения шума в условиях эксплуатации, предусмотренные #M12291 871001211СНиП II-12-77#S.

Уровни общей технологической вибрации, транспортной вибрации, передающейся на руки работающих при использовании виброинструмента, не должны превышать ДУ по ГОСТ 12.1.012-78 «Вибрация. Общие требования безопасности».

Вибробезопасные условия труда должны быть обеспечены: применением вибробезопасного оборудования и инструмента; применением средств виброзащиты, снижающих воздействие на рабочих вибрации на путях ее распространения;

организационно-техническими мероприятиями (поддержание в условиях эксплуатации технического состояния машин и механизмов на уровне, предусмотренном НТД на них; введение режимов труда, регулирующих продолжительность воздействия вибрации на рабочих; вывод работников из мест с превышением допустимого уровня по вибрации).

В производственных помещениях содержание вредных газов и паров в воздухе рабочей зоны не должно превышать ПДК рабочей зоны.

Поступление вредных веществ в помещение и их распространение в рабочей зоненеобходимо предотвращать путем рационального размещения объектов и организации производственного процесса (герметизация, теплоизоляция, вывод продувочных линий за пределы помещения, исключения возможности разлива продуктов, качественная работа вентиляции и канализации, контроль воздушной среды).

Освещенность рабочих мест, проходов между оборудованием, мостков, лестниц, переходов, щитов управления и контрольно-измерительных приборов, устройство рабочего, в том числе местного аварийного, эвакуационного освещения, а также территории промплощадок должна соответствовать допустимым нормам по СНиП II-4-79.

Естественное и искусственное освещение". Светотехнические установки и светильники, устанавливаемые в рабочих помещениях, должны соответствовать категории пожаровзрывоопасности помещения, поддерживаться в технически исправном состоянии и иметь дистанционное управление.

Каждый работающий на объекте обязан знать и выполнять установленные для объекта #M12291 9012376правила пожарной безопасности#S, не допускать действий, которые могут при-вести к пожару, сообщать руководителю об обнаруженных нарушениях требований пожарной безопасности.

На основе данных Правил, других нормативных документов, а также указаний Газпрома по вопросам пожарной безопасности на каждом объекте цехе, участке, установке и т.п.) должны быть разработаны, исходя из специфики пожарнойопасности производства, инструкции о мерах пожарной безопасности, отвечающие требованиям #M12293 0 9012376 4292890151 23941 26769 13 2629698864 2822 24254 1094338247ППБ 01-93#S Инструкции согласовываются с Государственной противопожарной службой и утверждаются руководителем объекта (главным инженером).

Работники объекта обязаны:

· знать и соблюдать требования данных Правил и разработанных на их основе инструкций по пожарной безопасности, а также соблюдать и поддерживать установленный противопожарный режим;

· уметь пользоваться средствами пожаротушения 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 людей немедленно организовать их спасение, используя для этого все имеющиеся силы и средства; прекратить все работы, не связанные с мероприятиями по ликвидации пожара; при необходимости вызвать медицинскую службу;

· организовать отключение электроэнергии (кроме аварийного и эвакуационного освещения), остановку транспортирующих устройств, агрегатов, аппаратов, коммуникаций, систем вентиляции и проведение других мероприятий, способствующих предотвращению распространения пожара;

· обеспечить защиту людей, принимающих участие в тушении пожара, от возможных обрушений конструкций, поражений электрическим током, отравлений, ожогов;

· принять возможные меры к эвакуации имущества, приступить к тушению пожара имеющимися на объекте, участке или на рабочем месте средствами пожаротушения (огнетушитель, кошма пожарная, внутренний пожарный кран и др.), принять меры по вызову к месту пожара непосредственного руководителя данного объекта (цеха, участка, склада и т.п.) или другого должностного лица.

К самостоятельной работе специалисты, рабочие и служащие объектов могут быть допущены только после прохождения подготовки по изучению правил и инструкций по пожарной безопасности для предприятия, цеха, производственного участка, установки, здания или сооружения.

Противопожарная подготовка ИТР, 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 по пожарно-техническому минимуму.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В дипломной работе на основании анализа технологического процесса и метрологического обеспечения при транспортировке природного газа разработаны рекомендации по совершенствованию средств измерений в турбокомпрессорном цехе Комсомольской газокомпрессорной станции.

Основные результаты полученные при выполнении дипломной работы заключаются в следующем:

1. В результате метрологической экспертизы технической документации установлено следующее:

— В процессе транспортировки природного газа измеряются и контролируются все необходимые параметры ГКС.

— Рекомендуется установить предельные значения (не выше 7,5 Мпа) давления газа на выходе ГКС с автоматическим управлением защиты от превышения выходного давления.

— Рекомендуется ввести в документацию измерения и дополнения а именно, результаты измерения давления выразить в системе Si (Па; кПа; Мпа.)

На основании анализа метрологических характеристик средствв измерениии оценки правильности их выбора, рекомендуется заменить:

— Прибор А511 ( каналы измерения температуры ТВД, ТНД, масла до и после охлаждения, воздуха на входе осевого компрессора.) Заменить на АЭ511А цифровой прибор данного класса.

— Прибор А542 ( каналы измерения температуры ТВД, ТНД, давления осевого компрессора, перепада давления «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. Проведено технико-экономическое обоснование разработанных рекомендаций внедрение рекомендаций на трех ГПА из 28 имеющихся на станции, дает годовой экономический эффект 99750 рублей.