Компрессорная станция

 

2.7 Контрольно – измерительные приборы

 
2.7.1 Измерение производительности компрессорной станции

 

Производительность является основным параметром, точность и надежность которого определяет многие производственные, технические и экономические характеристики работы газокомпрессорной станции.

В качестве измерительного устройства используем расходомер переменного перепада давления.

Метод измерения основан на том, что при установке в газопроводе сужающего устройства происходит частичный переход потенциальной энергии давления в кинетическую энергию скорости, при этом статическое давление в суженном месте меньше чем давление перед местом сужения. Перепад давления в сужающем устройстве ∆Р зависит от расхода газа и пропорционален его квадрату:

Q = c*∆Р                                                          (2.7.1)

 

Где с – постоянный коэффициент для данного расходометра. 
В качестве сужающего устройства применяется стандартная диафрагма с угловым способом отбора перепада давления.

Для измерения перепада давления ∆Р применяется мембранный дифференциальный манометр типа ДМ с токовым выходным сигналом. Расшифровка показаний выполняется ЭВМ.

Предельный перепад давления принят 1000 кг/см2. Диафрагмы устанавливаются на выходных трубопроводах D=1000 мм., длина прямого участка трубопровода перед диафрагмой L 5D, L=7м.

Для расчета расхода газа используем формулу:

 

Q = 0.2109 α2∆РР* ТZd                                     (2.7.2)

 

Где Q- расход газа в нормальном состоянии при t=200C; Pнор= 1,0392 кг/см2 ; влажности  =0; Р- абсолютное давление измеряемого газа, кг/м2;  - плотность газа в нормальном состоянии, кг/м3; Т- температура газа перед сужающим устройством, К; Z- коэффициент сжимаемости газа; ? – поправочный множитель на расширение газа; α - коэффициент расхода; d –диаметр отверстия диафрагмы, мм. 
Выбор диафрагмы сводится к расчету перепада давления ∆Р  и модуля m (модуль рекомендуется принимать близким к 0,2).

Диаметр трубопровода D=1000 мм. Берем диаметр диафрагмы d=700 мм, тогда модуль m=0,49. При показателе политропы 1,3 , значении m=0.7 и 1- ∆РР =0,998 коэффициент учитывающий сжимаемость газа ?=0,992

Коэффициент расхода определяется по табл. в зависимости от Rе и m:

 

Rе=4 Qc ∆Р*Z* D                                                (2.7.3)

 

Где Qс- расход газа по газопроводу при стандартных условиях:

Rе = 2,29*108;  =0,6062; ?см=0,91; Т=273+15=288К; Z=0,89; Р=5,8 МПа.

Q =0,2109*0,992*0,6062*7002*1000*58/0,91*288*0,89=15,44*106 м3/час

 

 

 

2.7.2 Измерение давления

 

Давление измеряется с помощью датчиков давления типа ТЖИУ с выходным токовым сигналом, данные обрабатываются ЭВМ. Так же давление измеряется манометрами мембранных с профильной шкалой типа НМ-П1.

Предел измерения 100 кг/см2. Для измерения давления до 40 кг/см2 используют манометры типа ОБМ1 с пределом измерения до 60 кг/см2.

 

2.7.3 Измерение температуры

 

Для измерения температуры газа в трубопроводе применяем термометры типа ТСМ-275-01, с диапазоном измерений –50-1500С, с давлением среды до 6,4 МПа; с выходным токовым сигналом, данные обрабатываются ЭВМ.      Термометр взрывобезопасный.

Для измерения температуры подшипников применяем термометры типа ТСП-763,диапазон измерений 0-1000С.

 

 

 

2.8 Решение генплана газокомпрессорной станции

 
2.8.1 Компоновка генплана

 

Газокомпрессорные станции располагают вблизи населенных пунктов с соблюдением противопожарных и санитарных разрывов. При определении размера участка под комплекс сооружении газокомпрессорной станции учитывается перспектива его развития. Площадка газокомпрессорной станции ориентируется по розе ветров таким образом, чтобы преобладающие ветра были направлены от газокомпрессорной станции в сторону газовой обвязки (узла подключения). Газокомпрессорную станцию располагаем по одну сторону от газопровода. Для газокомпрессорной станции минимальная плотность застройки принята 40%.

От компрессорного цеха газокомпрессорной станции до следующих объектов приняты минимальные расстояния:

До аппаратов огневого нагрева газа – 18 метров;

До операторных, помещений КИПАиТ, насосных станции водоснабжения– 9 метров;

До ремонтно-механических мастерских, складов оборудования и

материалов, котельных – 30 метров.

Минимальное расстояние от оси газопровода до газокомпрессорной станции 150 метров.

 

2.8.2 Водоснабжение газокомпрессорной станции.

 

Водоснабжение газокомпрессорной станции осуществляется из артезианских скважин, пробуренных на расстоянии 300-400 метров от забора промплощадки газокомпрессорной станции. Как правило пробуривают две скважины: основную и резервную. Из артезианских скважин вода подается насосами типа ЭЦВ в хозяйственные и противопожарные емкости, объемом от 250-500 м3. Рядом с емкостями строят насосную 2-го подъема, блочную типа АНПУ-25. В насосную монтируют хозяйственно-питьевые насосы и пожарные насосы. Хозяйственно-питьевые насосы работают круглосуточно, обеспечивая давление 0,15-0,3 МПа, пожарные насосы включаются при пожаре для повышения давления до 0,6-0,8 МПа. На газокомпрессорной станции вода расходуется на производственные, хозяйственно-питьевые и противопожарные нужды. Система производственного водоснабжения газокомпрессорной станции оборотная с охлаждением воды в градирнях.

 

Производственной водой охлаждается смазочное масло. 
Нормы расхода воды на 100 тыс. м3 газа: 
Оборотной – 20 м3; 
Свежей технической – 0,7 м3; 
Свежей питьевой – 0,1 м3.

Для наших условий необходимо технической воды 82,46 м3, питьевой- 11,78 м3.

Промплощадка газокомпрессорной станции оборудуется подземным кольцевым противопожарным стальным водопроводом Dу=200 мм.

Объем компрессорного цеха составляет 2700 м3 , цех относится к категории А, расход воды на наружное пожаротушение 10 л/с., тогда общий объем противопожарного запаса составляет W=10*3*3,6=108 м3

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

 

 Технико-экономические  показатели

 

В условиях бурного развития техники важным является вопрос о соответствии внедренного оборудования на предприятии улучшенным нормам и показаниям работы оборудования. Поэтому необходим точный расчет затрат на покупку и монтаж предлагаемого на рынке оборудования, что позволит сделать правильный его выбор.

 

3.1 Экономия в заработной плате высвобождаемых рабочих

 

В нашем случае происходит высвобождение 1 оператора и 6 обслуживающего персонала АСУ (КиПА – 2; Электронщики – 2; Наладчики - 2).

Среднегодовая заработная плата оператора составляет 39240 руб. (3270 руб *12)=196200 тг.(16350 тг*12)

Среднегодовая заработная плата КиПА составляет 47088 руб. (3924руб.*12)=235440 тг. (19620тг*12)

Среднегодовая заработная плата Электронщик составляет 73260 руб. (6105руб.*12)=366300 тг. (30525тг*12)

Среднегодовая заработная плата Наладчика составляет 31392 руб. (2616руб.*12)=156960 тг. (13080тг*12)

Экономию в заработной плате высвобождаемых в результате внедрения АСУ ТП работников можно определить по формуле:

 

Зосв = k1k2k3 * Зср.р. * Nосв.р                                         (3.1)

 

где k1k4 – коэффициенты премиальной надбавки соответственно для рабочих и инженерно-технических работников (ИТР), равны 1,4;

k2 – коэффициент, учитывающий дополнительную  зарплату, равен 1,2;

k3 – коэффициент отчислений  на социальное страхование, равен 1,356;

Зср.р. – средняя годовая заработная плата высвобождаемых рабочих;

Nосв.р – число высвобождаемых  рабочих, 7;

ЗОСВ.ОПЕР = 1,4*1,2*1,365*39240*1 = 89985.168 руб=449925,84тг;

ЗОСВ.КиПА = 1,4*1,2*1,365*47088*2 = 215964.4 руб=1079822тг;

ЗОСВ.ЭЛЕКТ = 1,4*1,2*1,365*73260*2 = 335999.66 руб=1679998,3тг;

ЗОСВ.НАЛАД = 1,4*1,2*1,365*31392*2 = 143976.27руб=719881,35тг;

ЗОСВ.ОБЩ = 785925.5 руб=3929627,5тг.

Годовая экономия по заработной плате составляет 785925.5 руб=3929627,5тг.

 

3.2 Годовые затраты на ремонтные работы

 

Годовые затраты на ремонтные работы КУ (комплекса технических средств) АСУ ТП рассчитываются по формуле:                          Cp=Kc*Cткс;    

где Кс – средний коэффициент сложности ремонтных работ для данного оборудования %;

Cткс – стоимость оборудования тг.

Ср=1,5*5684,90= 8527,35руб=42636,75тг.

Годовые затраты на ремонтные работы КТС составляют 8527.35 руб=42636,75тг.

 

3.3 Годовые затраты на эксплуатацию

 

Годовые затраты на эксплуатацию КТС (комплекса технических средств) АСУ ТП рассчитываются по формуле:

 

Сгатк=Затк+Аатк+Ср+Сз                                                (3.2)

 

где C КТС - годовая заработная плата рабочих, обслуживающих КТС АСУ ТП;

Среднегодовая заработная плата оператора составляет 39240 руб. (3270 руб *12)=196200тг.(16350*12)

Среднегодовая заработная плата сотрудника малой группы обслуживания (МГО) составляет 83725.8 руб. (6977руб.*12) =

418629тг. (34885тг*12)

Среднегодовая заработная плата Программиста составляет 94191.5 руб. (7849.3руб.*12)=470957,5тг (39246,5тг*12)

 

ЗАТК = k1k2k3*Зср*NРАБ                                          (3.3)

 

ЗОПЕР = 1,4*1,2*1,365*39240*1 = 89985.168 руб = 449925,84тг;

ЗМГО = 1,4*1,2*1,365*83725.8*3 = 576000 руб=2880000тг;

ЗПРОГ = 1,4*1,2*1,365*94191.5*1 = 216000 руб=1080000тг;

ЗАТК.ОБЩ = 881985.2 руб=4409926тг.

Аатк- годовые амортизационные отчисления, равны 56677.5 руб.=283387,5тг;

Ср - годовые затраты на ремонтные работы КТС, равны 8527.35 руб.=42635,75тг;

Сз- годовые затраты на электроэнергию потребляемую КТС, равны 3163008.6 руб=15815043тг.

СгАТК=8811985,2+56677,5+8527,35+3163008,6=4110198,65 руб=20550993,25тг

Годовые затраты на эксплуатацию технических средств составляют 4110198.65 руб=20550993,25тг.

 

3.4 Годовые затраты на электроэнергию

 

Годовые затраты на электроэнергию, потребляемую КТС (комплекса технических средств) АСУ ТП, рассчитываются по формуле:

    Сгз=Ратк*Кктс*R*Ккч                                                  (3.4)

 

Ратк - максимальная мощность внедряемого комплекса, равна 1505.3 кВт;

Кср- коэффициент определяющий среднюю потребляемую мощность, равен 0.76.

Сктс - стоимость 1 кВт-ч электроэнергии, равно 0.4 руб=2тг;

К - коэффициент берется в зависимости от количества смен работы линии, в моем случае 2 смены, равен 1.8;

Ккч - количество рабочих часов в году, равно 3840. 

Сгз =1505,3*0,76*0,4*1,8*3840=3163008,6руб.  =15815043тг

Годовые затраты на электроэнергию потребляемую КУ составляют 3163008.6 руб=15815043тг.

 

3.5 Расчет стоимости оборудования

 

Стоимость оборудования, а также амортизационные отчисления на данное оборудование представлены в таблице 3.1

3.6 Годовые амортизационные отчисления на оборудование

 

Годовые амортизационные отчисления рассчитываются по формуле:

    Аатк=αатк|(1+Ктм)(Сктс)|                                        (3.5)

 

Рассчитаем амортизационные отчисления для датчика температуры (подшипника):

Аатк=αатк|(1+Ктм)(Сктс)| =0,25*|(1+0,1)*18600|= 5115руб=25575тг

где αатк - средний коэффициент амортизационных отчислений;

Ктм -коэффициент, учитывающий расходы на транспортировку, монтаж и наладку оборудования, равен 0,1;

Сктс - стоимость единицы оборудования, равна 18600 руб=93000тг.

Аналогично рассчитываем амортизационные отчисления для каждой единицы оборудования.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Расчетные данные для всех компонентов системы,представлены в таблице 3,1. 

Годовые амортизационные отчисления равны:

 

Аатк =0,09|(1+0,1)+568490|=56677,522

 

Подтверждение расчетов можно проверить, исходя из следующей формулы:

 
          Аатк=£аАТК |(1+Ктм )+ Сктс|                                       (3.4)

 

где n – обозначение единицы оборудования, согласно таблице 6.1

Годовые амортизационные отчисления на установленное оборудование составляют 56677.5 руб=283387,5тг.

 

3.7 Экономический эффект за счет уменьшения количества отказов КУ

Известно, что среднее годовое время простоя Л-24/6 (установка гидроочистки моторного топлива), в связи с отказом САУ КУ традиционного типа составляет Tпрост = 52 часов. Разработанная система должна простаивать как минимум на 60% меньше. И время простоя для нее составляет менее 21 часа год. В расчетах будем использовать среднегодовую выработку КУ. Получаем дополнительное время работы КУ 31 часа в год. Это связано с большей надежностью разработанной системы управления КУ. Следовательно, зная стоимость одного руб/м3 производимого КУ аКУ = 0.034 руб/м3. И среднегодовой коэффициент загрузки станции Кз (0.8) можно посчитать экономическую выгоду от повышения надежности КУ. Рассчитаем ее по формуле: