Главная страница Случайная страница
Разделы сайта
АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника
Автоматизированные системы управления процессом распределения газа
|
|
3.41 Автоматизированные системы управления технологическими процессами распределения газа (АСУ ТП РГ) имеют централизованную структуру, основными элементами которой являются контролируемые пункты (КП) на наружных сетях и сооружениях системы распределения газа (нижний уровень АСУ ТП РГ) и центральный диспетчерский пункт (ЦДП) (верхний уровень АСУ ТП РГ).
Верхний уровень АСУ ТП РГ реализуется в ЦДП в виде одного или нескольких автоматизированных рабочих мест (АРМ), связанных между собой локальной вычислительной сетью (ЛВС).
При необходимости создания многоуровневых АСУ ТП РГ предусматриваются промежуточные пункты управления (ППУ), координирующие работу КП. Работа ППУ координируется ЦДП. Допускается совмещение ППУ с одним из КП.
3.42 АСУ ТП РГ охватывают следующие газорегулирующие сооружения (ГС):
ГРС — связывающие магистральные газопроводы с городской (региональной) системой газораспределения (при соответствующем согласовании с организацией, эксплуатирующей данные магистральные газопроводы);
ГРП — обеспечивающие редуцирование давления газа в сетях высокого и среднего давления;
ГРП — питающие тупиковые сети низкого давления с часовым потреблением газа свыше 1000 м3/ч (при нормальных условиях);
ГРП потребителей с расчетным расходом газа свыше 1000 м3/ч (при нормальных условиях) — имеющие особые режимы газоснабжения или резервное топливное хозяйство;
ГРП — питающие кольцевые сети низкого давления;
ГРП — расположенные в удаленных населенных пунктах.
Количество потребителей, охваченных АСУ ТП РГ, должно, как правило, обеспечивать контроль потребления не менее 80 % объема газа, потребляемого городом (регионом) с учетом сезонных колебаний потребления.
3.43 АСУ ТП РГ содержат информационные функциональные подсистемы, реализующие комплексы задач (КЗ) в соответствии с таблицей 8.
3.44 Система газораспределения, содержащая более 50 газовых объектов и обслуживающая город (регион) с населением свыше 500 тыс. человек, может быть оснащена АСУ ТП РГ, включающими в себя помимо функциональных подсистем информационного характера, указанных в таблице 8, функциональные подсистемы, реализующие комплексы задач (задачи) в соответствии с таблицей 9.
Таблица 8
| Наименование функциональной подсистемы АСУ ТП РГ | Комплекс задач, задачи | Периодичность решения |
| 1. Оперативный контроль технологического процесса распределения газа | 1. Измерение, контроль и обработка технологических параметров по инициативе КП. | При возникновении аварийной или предаварийной ситуации. |
| 2. Периодическое измерение и контроль технологических параметров КП. | Устанавливается диспетчерским персоналом, но не реже одного раза в 2 ч. | |
| 3. Измерение и контроль технологических параметров КП (выборочно) по инициативе диспетчерского персонала | По инициативе диспетчерского персонала в любой момент времени | |
| 2. Оперативный контроль состояния технологического оборудования | 1. Передача в ЦДП информации об аварийных и нештатных ситуациях. | При возникновении за время не более 30 с. |
| 2. Периодический контроль состояния технологического оборудования КП. | Один раз в час. | |
| 3. Контроль и обработка показателей состояния технологического оборудования по инициативе диспетчерского персонала | По инициативе диспетчерского персонала |
Таблица 9
| Наименование функциональной подсистемы АСУ ТП РГ | Комплекс задач, задачи | Периодичность решения |
| 1. Оперативный учет поступления и реализации газа | 1. Оперативный учет поступления газа в город (регион). | Не реже, чем один раз в сутки. |
| 2. Оперативный учет расхода газа потребителями. | То же | |
| 3. Оперативный контроль за соответствием плану поставок газа поставщиком. | » | |
| 4. Оперативный контроль за соответствием плану расходов газа потребителями. | » | |
| 5. Оперативный баланс поступления газа в город (регион) и расхода газа потребителями | Не реже, чем один раз в месяц, а в условиях дефицита подачи газа — не реже, чем один раз в сутки | |
| 2. Прогнозирование технологического процесса газораспределения | 1. Прогнозирование потребности подачи газа в город (регион). | Не реже, чем один раз в месяц, а в условиях дефицита подачи газа — не реже, чем один раз в сутки. |
| 2. Прогнозирование расхода газа крупными предприятиями (ТЭЦ, крупные котельные и промпредприятия). | То же | |
| 3. Прогнозирование суточного баланса поступления газа в город (регион) и расхода газа потребителями | Один раз в сутки в условиях дефицита подачи газа | |
| 3. Анализ технологического процесса распределения газа в сетях низкого, среднего и высокого давлений | Анализ функционирования газовых сетей на основе гидравлической модели процесса распределения газа и электронной схемы газовых сетей, привязанной к карте (схеме) города (региона) | При изменении конфигурации газовой сети, подключении или отключении потребителей газа, локализации аварийных ситуаций и в других случаях при необходимости |
| 4. Формирование и передача управляющих воздействий | 1. Выдача команд-инструкций на сокращение или увеличение потребления газа. | При необходимости. |
| 2. Выдача команд на принудительное сокращение подачи газа потребителям, превышающим договорные объемы поставки газа. | То же | |
| 3. Телерегулирование давления газа на выходах ГС, кроме ГРП потребителей. | » | |
| 4. Телеуправление отключающими устройствами | » | |
| 5. Автоматизированный контроль функционирования комплекса технических средств АСУ ТП РГ | 1. Передача в ЦДП информации о состоянии датчикового оборудования. | При возникновении неисправности или по вызову диспетчерского персонала за время не более 30 с. |
| 2. Передача в ЦДП информации о состоянии функциональных блоков КП, ППУ. | То же | |
| 3. Передача в ЦДП информации о состоянии линии связи | » | |
| 6. Связь АСУ ТП РГ с организационно-экономическими АСУ различного назначения | 1. Обеспечение обмена информацией между АСУ ТП РГ и организационно-экономической АСУ. | По мере подготовки информации. |
| 2. Обеспечение передачи и приема информации между АСУ ТП РГ и общегородской (региональной) АСУ | То же |
3.45 Для реализации функциональных подсистем АСУ ТП РГ, приведенных в таблицах 8 и 9, комплекс средств автоматизации (КСА) нижнего уровня АСУ ТП РГ должен, как правило, обеспечивать выполнение следующих функций:
а) измерение с периодичностью не более 5 с физических значений следующих параметров функционирования ГС:
- давление газа на каждом входе ГС (измеряется, если замерный узел расхода газа установлен после узла редуцирования давления газа);
- давление газа перед каждым замерным узлом расхода газа;
- перепад давления газа на каждом сужающем устройстве замерного узла расхода газа или объем газа по каждому замерному узлу расхода газа (при применении счетчиков расхода газа);
- температура газа по каждому замерному узлу;
- давление газа на каждом выходе ГС;
- положение регулирующего устройства;
б) сравнение измеренных значений параметров функционирования ГС с заданными минимальными и максимальными их значениями, фиксация и запоминание значений отклонений;
в) контроль с периодичностью не более 5 с следующих параметров состояния технологического оборудования ГС:
- положение запорного устройства;
- засоренность фильтра (норма/выше нормы/авария);
- состояние предохранительно-запорного клапана («закрыт/открыт»);
- загазованность помещения (норма/выше нормы);
- температура воздуха в помещении (норма/выше нормы/ниже нормы, пределы), устанавливается в соответствии с паспортными данными на приборы и оборудование;
- состояние дверей в технологическом и приборном помещении (открыты/закрыты);
- признак санкционированного доступа в помещение (свой/чужой);
г) контроль отклонений параметров состояния технологического оборудования от установленных значений в соответствии с паспортными данными на технологическое оборудование, фиксация и запоминание отклонений;
д) расчет расхода и количества газа через каждый замерный узел ГС, основанный на методе переменного перепада давления, в соответствии с ГОСТ 8.563.1, ГОСТ 8.563.2 при применении счетчиков;
е) расчет объемов газа по каждому замерному узлу за следующие периоды:
- 5 с (значение мгновенного расхода газа);
- 1ч;
- 1 сут;
- 1 мес;
ж) ввод и хранение следующих нормативно-справочных данных:
- текущее время;
- дата (год, месяц, число);
- код (номер) замерного узла, название и код автоматизированного ГС;
- плотность газа в нормальных условиях;
- диаметр измерительного трубопровода;
- диаметр отверстия диафрагмы;
- тип устройства отбора давления;
- тип счетчика расхода газа;
- барометрическое давление;
- диапазоны измерения датчиков давления;
- диапазоны измерения датчиков температуры;
- диапазоны измерения перепада давления дифманометром (при применении сужающих устройств) или диапазон измерения расхода газа счетчиками;
- величины наименьшего перепада давления, при которых погрешность измерения расхода газа превосходит допустимую по ГОСТ 8.143 (при применении сужающих устройств);
- величины максимальных перепадов давления, при которых должны происходить переключения дифманометров (при применении сужающих устройств);
з) автоматическое фиксирование во времени и запоминание технологических параметров функционирования ГС при следующих нештатных ситуациях:
- изменение введенных в функциональный блок данных, влияющих на результаты вычисления расхода газа;
- поочередное переключение датчиков перепада давления, давления и температуры на режим калибровки;
- переключение датчиков перепада давления, давления и температуры в рабочий режим;
- отклонение значений перепада давления за пределы рабочего диапазона дифманометров (при применении сужающего устройства);
- отклонение давления газа за пределы значений, установленных договором с потребителем газа;
- отказ датчиков контроля состояния технологического оборудования;
- отказ датчиков перепада давления, датчиков давления и температуры газа, счетчиков расхода газа;
- замена текущих показаний датчиков перепада давления, давления и температуры константами;
- отклонение напряжения электропитания за допускаемые значения;
- отсутствие сетевого электропитания;
и) комплекс средств автоматизации ГС должен запоминать и передавать в ЦДП по каждому замерному узлу ГС информацию, необходимую для составления на верхнем уровне системы следующих видов отчетов: месячный, суточный, часовой, оперативный (по вызову). Каждый вид отчета должен содержать:
- название (код) КП;
- код (номер) замерного узла КП;
- дату и время составления отчета;
- значение всех введенных оператором констант и время их введения.
В месячном отчете представляются значения параметров потока газа за каждые сутки за последний контрактный месяц. Отчет должен, как правило, содержать следующие данные:
- дату (число, месяц, год);
- объем газа при нормальных условиях за каждые сутки, м3;
- суммарный объем газа при нормальных условиях за отчетный период, м3;
- средний суточный расход, м3/ч;
- среднесуточное значение перепада давления, МПа (для диафрагм);
- среднесуточное значение давления на входе замерного узла, МПа;
- среднесуточное значение атмосферного давления;
- среднесуточное значение температуры газа;
- изменение данных, которые могут повлиять на результаты расчета, и время их введения;
- нештатные ситуации и время их возникновения.
В суточном отчете должны быть представлены параметры потока газа за каждый час прошедших суток. Отчет содержит следующие данные:
- дату (число, месяц, год);
- время (часы, минуты);
- объем газа при нормальных условиях за каждый час, м3;
- суммарный объем газа при нормальных условиях за суточный период, м3;
- среднее часовое значение перепада давления (для сужающих устройств), среднее часовое значение давления на входе замерного узла, среднее часовое значение температуры газа;
- изменение данных, которые могут повлиять на результаты расчета, и время их введения;
- нештатные ситуации и время их возникновения.
Часовой отчет содержит:
- время (начало часа);
- средний расход газа за час, м3/ч;
- средний перепад давления за час (для сужающих устройств);
- среднее давление на входе замерного узла за час;
- среднюю температуру газа за час;
- записи о вмешательстве оператора и нештатных ситуациях.
Оперативный отчет содержит полученные в результате последнего расчета, предшествующего сигналу запроса (опроса), следующие данные:
- текущее время (время опроса);
- давление газа на каждом ЗУ, МПа;
- температура газа на каждом ЗУ;
- мгновенный расход газа на каждом ЗУ, м3/ч;
- интегральный расход газа на каждом ЗУ, м3/ч;
- изменение данных, которые могут повлиять на результаты расчета, и время их введения;
- нештатные ситуации и время их возникновения;
- давление газа на каждом входе ГС, МПа;
- давление газа на каждом выходе ГС (для сетевых ГРС, ГРП), МПа;
- данные о состоянии технологического оборудования;
- перепады давления на фильтрах.
3.46 Информация о расходе газа объектами газопотребления, контролируемыми АСУ ТП РГ, и информация об объеме газа, поступающем в систему газораспределения города (региона) через сетевую (сетевые) ГРС из магистральных газопроводов, должна быть пригодна для взаимных расчетов за поставленный газ по действующим нормативным документам.
Допускается не устанавливать регистрирующие приборы давления и расхода газа в ГС, охваченных АСУ ТП РГ.
3.47 Регулирование параметров технологического процесса газораспределения в АСУ ТП РГ производится по командным сигналам с ЦДП путем воздействия на управляющие и исполнительные устройства, установленные на газовых объектах газораспределительной системы.
Для управления отключающими устройствами применяются дистанционно управляемые задвижки или предохранительные клапаны, а для управления настройкой регуляторов давления газа — переключаемые или плавно настраиваемые регуляторы управления, при этом на ГРП низкого давления настройка должна осуществляться с установкой не менее трех уровней выходного давления.
3.48 Проектирование АСУ ТП РГ осуществляется в соответствии с ПУЭ, ГОСТ 34.003, ГОСТ 34.201, ГОСТ 34.601, ГОСТ 34.602, РД 50-34.698, РД 50-680, РД 50-682 и положениями настоящего раздела.
3.49 Проектирование и строительство АСУ ТП РГ рекомендуется производить по очередям.
Первая очередь внедрения АСУ ТП РГ должна предусматривать функционирование системы в информационном режиме централизованного контроля при ограниченном числе контролируемых объектов.
3.50 Параметры выходных электрических сигналов датчиков должны соответствовать параметрам входных электрических сигналов средств вычислительной техники по ГОСТ 21552.
3.51 КСА, устанавливаемые на ГС, должны иметь степень защиты от воздействия окружающей среды 1Р54 по ГОСТ 14254.
3.52 СА, устанавливаемые на ГС, должны быть рассчитаны на эксплуатацию во взрывоопасных зонах помещений классов В-la, В-1г (ПУЭ), где возможно образование взрывоопасных смесей категорий 11А, 11В групп 1-ТЗ согласно ГОСТ 12.1.011.
3.53 По устойчивости к воздействию климатических факторов КСА, устанавливаемые на ЦДП, должны соответствовать второй группе, а КСА, устанавливаемые на ГС, третьей группе по ГОСТ 21552 для средств вычислительной техники.
3.54 ЦДП следует размещать в помещениях, обеспечивающих оптимальные условия эксплуатации аппаратуры и комфортные условия работы диспетчерского персонала.
3.55 КП, оборудуемые на ГРС, ГРП (ГРУ) и замерных пунктах систем газораспределения, должны иметь:
а) контур заземления;
б) отопительную систему, поддерживающую температуру в помещениях не ниже 5 °С;
в) телефонный ввод или каналообразующую аппаратуру радиоканала.
Для размещения аппаратуры АСУ ТП РГ на КП допускается устройство отдельного (аппаратного) помещения, которое, кроме указанных выше требований к обустройству КП, должно:
1) примыкать к технологическому помещению КП;
2) иметь отдельный вход;
3) иметь площадь не менее 4 м2.
|
|