ОТЧЕТ ПО ПРЕДДИПЛОМНОЙ ПРАКТИКЕ В ООО «Самара трансгаз»

0

Факультет информационных технологий

Кафедра вычислительной техники

ОТЧЕТ

ПО ПРЕДДИПЛОМНОЙ ПРАКТИКЕ

В ООО «Самара трансгаз»

Содержание

Введение …………………………………………………………………………..	4
1 Задание на преддипломную практику ………...………………………………	5
2 Дневник по практике ……. ………………………………………………........	6
3 Сведения о предприятии ………………………………………………...........	7
3.1 История развития предприятия ……………………………………..............	8
3.2 Структура предприятия …………………………..………………………….	9
3.3 Основная деятельность предприятия ……………………………………….	10
4 Проектно-пояснительная часть………………………………………………...	11
4.1 Описание объекта ………………………………………….............................	12
4.2 Анализ существующей системы …………………………………………….	12
4.2.1 Общее описание технологического процесса…………………….............	12
4.2.2 Технические характеристики существующего оборудования…………..	14
4.2.3 Недостатки существующей системы.……………………………………..	27
4.3 Анализ аналогичных систем………………………………………………… 4.3.1 Системы учета хранения нефтепродуктов в резервуаре «ЮТОРУС»…. 4.3.2 АСУ и ПАЗ терминального комплекса метанола ЗАО «Азовпродукт».. 4.3.3 Сравнительный анализ существующих решений…………………………	27
	27
	30
	38
4.4 Требования к разрабатываемой системе……….……………………………	40
4.5 Функции проектируемой системы.…………………………………………..	41
4.6 Постановка задачи на дипломное проектирование….……………………..	42
4.6.1 Устройства необходимые для реализации функций разрабатываемой системы…………..………………………………..………………………………	42
4.6.2 Разработка структурной схемы системы приема, хранения и отпуска метанола……………………….…………………………………………………..	43
4.6. 3 Постановка задачи …………………………................................................	44
Заключение………………………………………………………………………...	45
Список использованных источников …………………………………….……..	46

Введение

В настоящее время вопросам обновления и совершенствования законодательного и нормативного правового обеспечение стабилизации оперативной обстановки с пожарами в России уделяется большое внимание. Принятым Государственной Думой в 2002 году Федеральным законом "О техническом регулировании" устанавливаются обязательные для применения и исполнения требования к объектам технического регулирования: продукции, в том числе, зданиям строениям и сооружениям, процессам производства, эксплуатации, хранения, перевозки и утилизации. В соответствии с этим, регламенты, устанавливающие требования пожарной безопасности для городов и населенных пунктов, зданий и сооружений, нефтегазового комплекса, промышленных предприятий, являются актуальными, а их разработка входит в перечень первоочередных.

Современная компрессорная станция – это сложное инженерное сооружение, обеспечивающее основные технологические процессы по подготовке и транспорту природного газа. Она является неотъемлемой и составной частью магистрального газопровода, обеспечивающего непрерывный транспорт газа с помощью газоперекачивающих агрегатов и энергетического оборудования, установленного на компрессорной станции. Уровень надежности функционирования компрессорных станций на протяжении нескольких десятков лет остается неизменно высоким. Тем не менее, компрессорная станция классифицируется как взрывопожароопасный объект. Опасность возникновения и развития пожара компрессорной станции представляет серьезную опасность поражения людей не только непосредственно в условиях пожара, но и в результате экологических последствий. Горение объекта с газопродуктами может вызвать заражение значительной территории канцерогенными сажистыми частицами и газовыми продуктами неполного сгорания. В случае возникновения и развития пожара на таких объектах, последствия от такой аварии могут быть катастрофическими.

Для борьбы с пожарами на промышленных объектах необходимо использовать весь арсенал средств пожаротушения, которые разработаны на сегодняшний день нашей наукой и промышленностью. В настоящее время для обеспечения эффективной противопожарной защиты применяют средства пожарной автоматики.

Пожарная автоматика это комплекс технических средств для предупреждения, обнаружения и тушения пожаров, обеспечения безопасности людей при пожаре и автоматической блокировки систем пожарной безопасности, инженерных систем жизнеобеспечения и технологического оборудования по заданному алгоритму. Пожарная автоматика - общее название комплекса автоматических систем противопожарной защиты, которыми оборудуются строения, сооружения, здания и помещения с повышенной пожарной опасностью. В комплекс систем противопожарной защиты включаются автоматические установки пожаротушения, сигнализации, оповещения и управления эвакуацией, противодымной защиты.

Общим для систем, включаемым в понятие пожарной автоматики, является автоматический режим работы по заданной программе. При этом предусматривается дистанционное и ручное управление систем.

Автоматические системы и установки пожарной защиты должны обеспечить выполнение основных функций, а именно:

обнаружение и тушение пожара;
информирование о пожаре;
оповещение людей, находящихся в зоне пожара и обеспечение их безопасной эвакуации;
ограничение распространения пожара.

Блокировка систем пожарной автоматики предусматривается для подачи на тушение пожара дополнительного количества огнетушащих средств (водопровод), ограничения развития пожара (противопожарные преграды, вентиляция, технологическое оборудование), исключения опасности для людей (энергосистемы).

Предварительной темой дипломной работы является: Модернизация аппаратных средств микропроцессорной системы противопожарной защиты компрессорного цеха ООО «Самара трансгаз».

Отчет включает в себя 4 главы. Краткая характеристика которых представлена ниже.

Глава 1 – Задание на преддипломную практику.

Глава 2 – Дневник по практике.

Глава 3 – Сведения о предприятии. История развития, структура и основная деятельность предприятия.

Глава 4 – Проектно-пояснительная часть. Сбор информации о существующей системе, с целью выявления ее недостатков. Определение функций проектируемой системы, оборудования выполняющее эти функции и составление структурной схемы.

1 Задание на преддипломную практику

Преддипломная практика студентов высших образовательных учреждений является завершающей стадией учебного процесса, проводится на промышленных предприятиях, в организациях и фирмах. Продолжительность практики – 6 недель.

Целью преддипломной практики является ознакомление с реальной практической работой предприятия; развитие навыков самостоятельного решения проблем и задач; подтверждение теоретических знаний, полученных во время обучения в университете, сбор материалов по тематике выпускной квалификационной работы (ВКР), уточнение темы ВКР.

На основе поставленных целей были выделены следующие задачи:

Изучить историю развития предприятия и его структуру;
Приобрести знания о профессиональной деятельности предприятия:

описать структуру предприятия;
определить основные задачи, решаемые на предприятии;
обосновать актуальность предварительной темы ВКР;
собрать информацию о том, как решается рассматриваемая задача на аналогичных предприятиях;
проанализировать существующую систему противопожарной защиты компрессорного цеха ООО «Самара трансгаз»;

По доступным материалам предприятия, периодическим изданиям, материалам библиотеки и Интернет собрать информацию по методам и средствам противопожарной защиты компрессорного цеха.
Уточнить тему дипломного проекта.
Сформулировать постановку задачи на дипломное проектирование.
Определить основные технические требования модернизации системы противопожарной безопасности компрессорного цеха;
Разработать структурную схему аппаратных средств системы.
Разработать классификацию аппаратных средств системы дистанционного мониторинга параметров УППНГ.
Подготовить отчет по практике.

2 Дневник по практике

График работ, выполненных за время прохождения преддипломной практики, представлен в таблице 2.1.

Таблица 2.1 – График выполненных работ

Дата	Описание работ	Подпись
1	2	3
09.02-10.02	Сбор общей информации о предприятии Северное ЛПУМГ ООО «Газпромтрансгаз Самара» (история развития)
11.02-13.02	Поиск сведений, описывающих структуру и задачи, решаемые на Северное ЛПУМГ ООО «Газпромтрансгаз Самара»
16.02-20.02	Изучение структуры компрессорного цеха Северное ЛПУМГ ООО «Газпромтрансгаз Самара»
21.02-23.02	Рассмотрение функций основных модулей Северное ЛПУМГ ООО «Газпромтрансгаз Самара»
24.02-27.02	Обзор системы противопожарной безопасности на Северное ЛПУМГ ООО «Газпромтрансгаз Самара»
28.02-05.03	Выявление и изучение недостатков системы противопожарной на Северное ЛПУМГ ООО «Газпромтрансгаз Самара»
06.03-20.03	Выполнение индивидуального задания на преддипломную практику
20.03-21.03	Оформление отчета по практике

3 Сведения о предприятии

Северное линейное производственное управление магистральных газопроводов (ЛПУМГ), является филиалом 000 «Газпром трансгаз Самара» и низовым производственным звеном в системе трубопроводного транспорта газа.

Основная функция Северного ЛПУМГ - транспорт газа с заданными параметрами по магистральным газопроводам «Челябинск-Петровск», «Уренгой-Петровск», «Уренгой-Новопсков» и газопроводам-отводам в соответствии с установленными 000 «Газпром трангаз Самара» планами.

В состав Северного ЛПУМГ входят три компрессорных цеха. Общее количество газоперекачивающих агрегатов (ГПА) составляет 24 шт. с суммарной мощностью 252 МЕт.

По состоянию на 1 января 2011 года в Северном ЛПУМГ 000 «Газпром трансгаз Самара» эксплуатируются 284,723 км магистральных газопроводов и 34,977 км газопроводов-отводов. Все 319,7 км магистральных газопроводов, в том числе газопроводов-отводов находятся на балансе ОАО «Газпром».

В состав ЛЭС Северного ЛПУМГ входит:

ЛЧ - обеспечивает поставку плановых и договорных объемов газа;
ЭХЗ - обеспечивает защиту подземных трубопроводов от почвенной коррозии и электроснабжение средств ЭХЗ, ГРС и КП ТМ;
ГРС - обеспечивает подачу газа населенным пунктам, промышленным предприятиям в заданном количестве, с определенным давлением, необходимой степенью очистки, одоризацией и учетом расхода газа.

По состоянию на 01.01.2011 в Северном ЛПУМГ 000 «Газпром трансгаз Самара» эксплуатируются 5 ГРС, 1 ПЗРГ и 1 БСН.

3.1 История развития предприятия

Еще до революции 1917 г. российские ученые предполагали, что в недрах обширного Урало-Волжского региона есть месторождения нефти и газа. Например, академик А.Е. Ферсман писал: "Нет во всём мире земли, где бы хранилось столько богатств, где бы так могучи были силы недр, грандиозны перспективы, зовущие и манящие к труду и борьбе... Изучение этого громадного района принесёт ещё много неожиданностей, раскроет исключительную картину огромной области большого промышленного будущего".

Его правоту подтвердили изыскательные работы в Оренбуржье и первые нефтяные скважины, пробуренные в 1937 году Бугурусланской конторой нефтеразведки. На их базе был создан первый нефтепромысел Оренбургской области.

Летом 1938 года с ознакомительной поездкой в Бугуруслан прибыл академик И.М. Губкин, который высказал пожелание геологам не ограничиваться поисками лишь пермских отложений, а искать большую нефть глубже, в более древних, каменноугольных и девонских отложениях, а также расширить объём поисковых работ. И, действительно, резко возросший объём разведочных и изыскательских работ в Северном Оренбуржье привел к новым открытиям.

Первый газ из скважины Бугуруслановского месторождения был добыт в декабре 1942 года, после чего на газовое отопление были переведены хлебозавод, мельница и ряд иных предприятий Бугуруслана.

Именно отсюда был сооружён первый в Советском Союзе газопровод до города Куйбышев.

Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Самара", созданное в 1943 году, является исторически первым предприятием газовой промышленности России. Сегодня ООО "Газпром трансгаз Самара", дочернее предприятие ОАО "Газпром", осуществляет транспорт природного газа по магистральным газопроводам и его поставку потребителям шести регионов России: Самарской, Ульяновской, Оренбургской, Пензенской, Саратовской областей и республику Мордовия. Это динамично развивающееся предприятие, эксплуатирующее более 4300 км магистральных газопроводов, 19 компрессорных станций, 144 газораспределительных объектов и обеспечивающее транспортировку природного газа в объеме около 20% от всего добываемого газа в России. В состав Общества входят линейно-производственные управления магистральных газопроводов и сервисные подразделения.

Северное линейное производственное управление магистральных газопроводов (ЛПУМГ), является филиалом 000 «Газпром трансгаз Самара» и низовым производственным звеном в системе трубопроводного транспорта газа.

Фактически основано в 1979 г. (статус ЛПУ с 16.01.1980)

Протяженность ГП: 300км.

Начальник: Попов Олег Борисович.

ООО «Самаратрасгаз» - первенец отечественной газовой промышленности. Осуществляя транспортировку голубого топлива в пределах Самарской, Саратовской, Ульяновской, Оренбургской и Пензенской областей, оно остается

Этапы:

1979 год - Северная ЛЭС ПО "Куйбышевтрансгаз", начальник Валерий Григорьевич Чудочкин.

1980 - Северное ЛПУ МГ ПО "Куйбышевтрансгаз", начальник Борис Лазаревич Зусман, ввод КС-7.

1983 - Северное ЛПУ МГ Объединения "Куйбышевтрансгаз", начальник Анатолий Александрович Бояров (1981-84), ввод объектов: КС-20"А", жилой городок из 8 домов, ГРС-72 "Северное", котельная (село Северное).

1984 - ввод объектов: ГРС-8О "Камышла", ГРС-81"Клявлино", ГРС-60 "Бакаево", ГРС "Павловка".

3.2 Структура предприятия

Как упоминалось выше Северное ЛПУМГ «Газпром трансгаз Самара» является всего лишь филиалом, но для его управления необходим полный штат сотрудников и четко организованная структура филиала.

Структура филиала Северное ЛПУМГ представлена на рисунке 3.1.

Рисунок 3.1– Структура филиала Северное ЛПУМГ

Численность по штату, всего: 271,05ед. в том числе рабочие: 195,75ед.

3.3 Основная деятельность предприятия

Вся деятельность ЛПУ МГ направлена на повышение уровня эксплуатации объектов газового хозяйства, повышение их надежности и безопасности, продления срока работоспособности оборудования, реконструкции и техперевооружения объектов транспорта газа и газоснабжения.

Основными задачами и функциями филиала - Северное ЛПУМГ являются:

выполнение установленных заданий по приемке и транспортировке газа от поставщиков, обеспечение бесперебойного снабжения газом потребителей на участке газопровода, обслуживаемого ЛПУМГ;
обеспечение бесперебойного снабжения газом и учет его по поставщикам, потребителям и нуждам на участке газопровода, обслуживаемого ЛПУМГ;
обеспечение бесперебойной и надежной работы магистральных газопроводов (МГ), газораспределительных станций (ГРС), средств электрохимзащиты (ЭХЗ), систем энергообеспечения, средств автоматики, телемеханики и других инженерных сооружений" и т.д.

4 Проектно-пояснительная часть

4.1 Описание объекта

Объектом проектируемой системы является филиал ООО «Газпром трансгаз Самара» Северное ЛПУ МГ, который в свою очередь является компрессорной станцией (КС).

Современная компрессорная станция – это сложное инженерное сооружение, обеспечивающее основные технологические процессы по подготовке и транспорту природного газа. Она является неотъемлемой и составной частью магистрального газопровода, обеспечивающего непрерывный транспорт газа с помощью газоперекачивающих агрегатов и энергетического оборудования, установленного на компрессорной станции. Именно параметрами работы компрессорной станции определяется режим работы магистрального газопровода, от которого, в конечном итоге, зависит стабильность поставок газа потребителям.

Компрессорные станции предназначены для:

транспортировки природного газа по магистральным газопроводам;
компримирования нефтяных газов при газлифтной добыче нефти;
сбора и транспорта попутного нефтяного газа;
компримирования попутного нефтяного газа в технологии газоперерабатывающих заводов (ГПЗ);
закачки газа в пласт при разработке газоконденсатных месторождений с применением cайклинг-процесса.

Уровень надежности функционирования компрессорных станций на протяжении нескольких десятков лет остается неизменно высоким. Тем не менее, компрессорная станция классифицируется как взрывопожароопасный объект. Опасность возникновения пожаров на компрессорной станции и линейной части магистрального газопровода определяется, прежде всего, физико-химическими свойствами природного газа, который при несоблюдении определенных требований безопасности взрывается, воспламеняется и приводит к техногенной аварии, связанной с распространением пожара. Для объектов транспорта газа степень их пожарной опасности зависит от особенностей технологического процесса, а именно:

– значительных объемов горючих газов в линейной и технологической частях трубопроводов;

– высокого значения показателей рабочего давления;

– большого количества горюче-смазочных материалов (турбинного масла), необходимого для работы газоперекачивающего агрегата.

Как показывает статистика и опыт эксплуатации, среди основных причин возникновения пожаров на компрессорных станциях можно выделить следующие:

– воспламенение масла в компрессорном цехе при разрывах маслопроводов и его попадания на горячие поверхности газоперекачивающего агрегата;

– разрушение обвязочных газопроводов компрессорного цеха;

– попадание посторонних предметов в полость нагнетателя;

– поступление воспламеняющихся веществ через не плотности в запорно-регулирующей арматуре;

– нарушения технологического процесса, правил пожарной безопасности обслуживающим или эксплуатационным персоналом (человеческий фактор).

Противопожарная защита компрессорных станций в соответствии с Федеральными и ведомственными нормами пожарной безопасности обеспечивается автоматическими установками пожаротушения, применения которых для защиты газоперекачивающих агрегатов является обязательным. Поскольку развитие пожаров на объектах транспорта нефти и газа характеризуется стремительностью распространения и взрывоопасностью, к автоматическим установкам пожаротушения предъявляются жесткие требования.

Таким образом, обеспечение надежной защиты компрессорного цеха от пожара является актуальной задачей.

4.2 Анализ существующей системы

4.2.1 Общее описание технологического процесса

На рисунке 4.1 представлена структурная схема компрессорного цеха.

Рисунок 4.1 – Структура компрессорного цеха

В структуру компрессорного цеха входят следующие модули:

система автоматизированного управления компрессорным цехом;
камеры запуска и приема очистного устройства магистрального газопровода;
установка очистки технологического газа, состоящая из пылеуловителей и фильтр-сепараторов;
газоперекачивающие агрегаты (ГПА);
установка охлаждения технологического газа (АВО – ГАЗ);
запорная арматура в технологических обвязках КС.

Компрессорная станция в зависимости от числа ниток магистральных газопроводов может состоять из одного, двух и более компрессорных цехов, оборудованных одним или несколькими типами ГПА. Как правило, каждый цех КС работает на свой газопровод. Из-за технологических соображений транспорта газов, компрессорные цеха могут быть соединены специальными перемычками, на входе и выходе станции.

Типовая технологическая обвязка компрессорного цеха предназначена для обеспечения приема на станцию транспортируемого по газопроводу технологического газа, его очистки от механических примесей и капельной жидкости в специальных пылеуловителях и фильтр-сепараторах, распределения потоков газа по газоперекачивающим агрегатам с обеспечением их оптимальной загрузки, возможности охлаждения газа после его компримирования перед подачей в газопровод, вывода цеха для работы на «стационарное кольцо» при пуске и остановке, а так же транзитного прохода транспортируемого газа по магистральному газопроводу, минуя КС. Кроме того, технологическая обвязка компрессорного цеха должна обеспечивать возможность сброса газа в атмосферу из всех его технологических газопроводов через специальные свечные краны.

Трубопроводная арматура (краны, вентили, обратные клапаны и т.д.) представляют собой устройства, предназначенные для управления потоками газа, транспортируемого по трубопроводам, отключения одного участка трубопровода от другого, включения и отключения технологических установок, аппаратов, сосудов и т.д.

Вся запорная арматура технологических обвязок компрессорной станции имеет нумерацию согласно оперативной схеме КС, четкие указатели открытия и закрытия, указатели направления движения газа. Запорная арматура в обвязке КС подразделяется на 4 основные группы: общестанционные, режимные, агрегатные и охранные.

Общестанционные краны установлены на узлах подключения станции к магистральному газопроводу и служат для отключения КС от газопровода и стравливания газа из технологической обвязки станции.

Режимные краны обеспечивают возможность изменения схемы работы ГПА, выбор групп работающих агрегатов. Нумерация этих кранов на различных КС различна, но, как правило, эти краны объединены номерами одной десятки (например: № 41-49; № 71-79 и т.д.) и характерны в основном для обвязок с неполнонапорными ЦБН.

Агрегатные краны относятся непосредственно к обвязке нагнетателя и обеспечивают его подключение к технологическим трубопроводам станции.

Охранные краны предназначены для автоматического отключения КС от магистрального газопровода в условиях возникновения каких-либо аварийных ситуаций на компрессорных станциях.

На магистральных газопроводах и КС применяется запорная арматура различного типа, но наибольшее распространение получили краны, задвижки и обратные клапаны.

На узле подключения КС установлены камеры приема и запуска очистного устройства магистрального газопровода. Эти камеры необходимы для запуска и приема очистного устройства, которое проходит по газопроводу и очищает его от механических примесей, влаги, конденсата. Очистное устройство представляет собой поршень со щетками или скребками, который движется до следующей КС в потоке газа, за счет разности давлений до и после поршня.

Установка очистки технологического газа, состоящая из пылеуловителей и фильтр-сепараторов предназначена для очистки газа от сухих механических примесей, капельной влаги и отделения конденсата, с дальнейшим удалением его в емкость для сбора конденсата. При добыче и транспортировке в природном газе содержатся различного рода примеси: песок, сварной шлам, конденсат тяжелых углеводородов, вода, масло и т.д. Источником загрязнения природного газа является призабойная зона скважины, постепенно разрушающаяся и загрязняющая газ. Подготовка газа осуществляется на промыслах, от эффективности работы которых зависит и качество газа. Механические примеси попадают в газопровод как в процессе его строительства, так и при эксплуатации.

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 .

Все это приводит к необходимости устанавливать на КС различные системы очистки технологического газа.

Газоперекачивающие агрегаты (ГПА). Газоперекачивающие агрегаты, применяемые для компремирования газа на компрессорных станциях, по типу привода подразделяются на три основных группы: газотурбинные установки (ГТУ), электроприводные агрегаты (ЭГПА) и газомотокомпрессорные установки (ГМК).

Компремирование газа на КС приводит к повышению его температуры на выходе станции. Численное значение этой температуры определяется ее начальным значением на входе КС и степенью сжатия газа. Излишне высокая температура газа на выходе станции, с одной стороны, может привести к разрушению изоляционного покрытия трубопровода, а с другой стороны - к снижению подачи технологического газа и увеличению энергозатрат на его компремирование (из-за увеличения его объемного расхода).

4.2.2 Технические характеристики существующей системы противопожарной безопасности

Устройство системы.

Противопожарная система состоит из пятнадцати баллонов с СО₂, соединенных между собой и находящихся в специальном отсеке. Из отсека по системе трубопроводов углекислота подается на десять распылителей, из которых семь расположены в отсеках турбины, а три — в отсеке вспомогательного оборудования. Структура приведена на рисунке 4.2.

Рисунок 4.2 – Структурная схема пожаротушения

Все баллоны с СО₂ в отсеке разделены на две группы. Углекислота из шести баллонов первой группы поступает в первичный трубопровод и служит для быстрого понижения концентрации кислорода в отсеках турбины и вспомогательного оборудования. А углекислота из девяти баллонов второй группы поступает во вторичный трубопровод и служит для поддержания низкой концентрации кислорода в течение длительного времени. Разница во времени подачи СО₂ из двух групп баллонов достигается использованием различных размеров выпускных сопел распылителей на трубопроводах первичной и вторичной систем. Выпускные сопла распылителей первичной системы имеют большие размеры и поэтому обеспечивают быструю подачу СО₂ для понижения концентрации кислорода, а выходные сопла распылителей вторичной системы имеют небольшие размеры и обеспечивают сравнительно медленную подачу СО₂ для поддержания требуемой концентрации на протяжении длительного периода времени.

В общем коллекторе между баллонами этих групп установлен обратный клапан (диапоз. 94), который не допускает проникновение СО₂ из вторичного трубопровода в первичный. Два баллона с углекислым газом являются пилотными и снабжены управляющими головками 45CR-1 и 45CR-2 (диапоз. 96), срабатывающими по электрическому сигналу от любого из датчиков пожара. Под давлением углекислого газа пилотных баллонов, поступающего в общий коллектор, срабатывают остальные тринадцать баллонов и выпускают газ в течение 30—35 мин через распылители в отсеки турбины и вспомогательного оборудования. В случае отказа электрической схемы или при отсутствии постоянного напряжения НОВ, необходимого для работы системы,- она может быть приведена в действие вручную, при помощи рукоятки ручного управления на любой из управляющих головок пилотных баллонов (диапоз. 96) или при наличии напряжения в системе и отказе датчиков пожара выдергиванием чеки из ручной кнопки на панели отсека вспомогательного оборудования. Расположение пожарных датчиков на КЦ приведено на рисунке 4.3.

Рисунок 4.3 – расположение датчиков на КЦ

Датчики пожара, установленные в отсеках турбины и вспомогательного оборудования (диапоз. 95), срабатывают в зависимости от места установки и нормальной рабочей температуры в указанном месте при превышении следующих значений температур: 163° С для 45FA-1 и 45FA-2 в отсеке вспомогательного оборудования; 232° С для 45FT-1 и 45FT-2 в отсеке турбины; 315° С для 45FT-3 и 45FT-4 в отсеке турбины; 232° С для 45FT-5 и 45FT-6 в отсеке турбины и 315° С для 45FT-7 в отсеке турбины. Электрические сигналы от датчиков пожара поступают на управляющие головки 45CR-1 и 45CR-2 на пилотных баллонах. При этом толкатель в механизме управляющей головки (диапоз. 97) двигается вперед и открывает клапан управляющего газа, который по каналу, выполненному в выпускной головке, через обратный клапан поступает в полость над поршнем выпускной головки. Под давлением газа поршень опускается и своим штоком открывает запорный клапан, и углекислота через обратный клапан поступает в выпускной патрубок. Запорный клапан остается открытым до тех пор, пока весь газ не выйдет из баллона.

Выпускные головки остальных тринадцати баллонов не отличаются от выпускных головок пилотных баллонов, за исключением штуцеров для присоединения управляющих головок,, которые закрыты защитными крышками. В этих крышках имеются отверстия, через которые газ, случайно прошедший через запорный клапан управляющего газа, выходит в атмосферу.

Управляющий газ из общего коллектора подается через выпускные патрубки в выпускные головки этих тринадцати бал-162 через обратный клапан поступает в полость над поршнем. Под давлением газа поршень опускается и открывает запорный клапан.

Обратные клапаны не препятствуют выходу газа из баллонов, но при проверке работы системы пожаротушения, когда выпускные головки отсоединены от запорных клапанов, они не пропускают газ, выходящий из коллекторов через выпускные головки.

Зарядку баллонов производят через запорные клапаны при снятых выпускных головках. При заправке на канал следует накладывать прокладку во избежание выхода газа в атмосферу.

Работа системы.

При возникновении пожара и сопутствующего ему повышения
температуры в любом из отсеков агрегата срабатывают один
или несколько расположенных в зоне пожара датчиков, которые своими контактами замыкают электрическую цепь системы.
Турбоагрегат аварийно останавливается. Одновременно загорается лампочка «Пожар» на табло предупредительной сигнализации и звенит пожарный звонок в отсеке вспомогательного оборудования.

Электрические сигналы от датчиков пожара заставляют срабатывать управляющие головки 45CR-1 и 45CR-2 на пилотных баллонах с СОг. Углекислота под давлением поступает в общий коллектор баллонов и по первичному трубопроводу на распылители быстрого понижения концентрации кислорода и на пневмоцилиндры привода защелок на заслонках вентиляционных щелей в отсеках турбины и вспомогательного оборудования, и заслонки закрываются.

Углекислота от пилотных баллонов также воздействует на клапаны остальных баллонов, заставляя их разряжаться по второму трубопроводу на распылители медленной подачи углекислоты для поддержания требуемой ее концентрации в течение 30—35 мин.

Система эффективно работает в том случае, если все двери отсеков турбины и вспомогательного оборудования закрыты и вентиляционные заслонки исправны.

4.2.3 Датчики пожарообнаружения

Основными элементами всех систем пожаротушения, от которых зависит надежность срабатывания, являются датчики пожарообнаружения.

На компрессорных станциях применяются различные типы датчиков. На рисунке 4.4 приведены основные типы датчиков используемые на КС.

Рисунок 4.4 – Типы датчиков

Для защиты турбин, камер сгорания и маслоблоков ГПА типов ГТК-10, ГТ-6-750, ГТ-750-6, ГТК-5, а также отсеков агрегатов ГПА-Ц-6,3 и ГПА-Ц-16 применяются датчики типа ДПС-038 в комплекте с преобразователями ПИО-017.

Для защиты авиационных двигателей типа НК-12СТ применяются тепловые дифференциальные датчики типа ДТБГ в комплекте с блоками ССП-2И.

Принцип действия тепловых дифференциальных пожарных извещателей рассмотрим на примере работы датчиков ДПС-038 в комплекте с промежуточным исполнительным органом ПИО-017. На рисунке 4.5 представлен датчик типа ДПС-038 в комплекте с преобразователем ПИО-017.

Рисунок 4.5 – Датчик ДПС-038 в комплекте с преобразователем ПИО-017

Конструктивно извещатель представляет собой термобатарею, состоящую из хромель-копелевых термопар, соединенных последовательно. Термобатарея имеет малоинерционные и инерционные спаи. Принцип действия извещателя основан на возникновении термоЭДС в термопарах при наличии разности температур малоинерционных и инерционных спаев. При скачкообразном изменении температуры малоинерционные спаи нагреваются быстрее инерционных, т.е. возникает разность температур между этими спаями, в результате чего, на выходе извещателя появляется термоЭДС (36 мВ при изменении температуры на +100° С за время не более 7с), которая подается на прибор ПИО-017 и после преобразования выдается сигнализация о пожаре.

Так же широко используются следующие датчики:

- "Диабаз-БМ", устройство сигнально-пусковое пожарное, предназначенное для обнаружения пламени очагов загорании по инфракрасному излучению, привода в действие автоматических систем пожарной защиты и сигнализации о пожаре. ;

- "Пульсар-01", реагирующий на открытое пламя и основанный на преобразовании инфракрасного (ИК) излучения в диапазоне 1-3 мкм и температуры чувствительного элемента в электрический сигнал;

- ИП329-5/ ИП329-5-2, предназначенный для обнаружения пламени, сопровождающегося ультрафиолетовым излучением (УФ) в диапазоне длин волн от 220 до 280 нм;

- ИП212-5 для обнаружения загорании в закрытых помещениях, сопровождающихся появлением дыма.

- ИП 330-5 “ЯСЕНЬ”, извещатель пожарный пламени, предназначен для обнаружения загораний по излучению пламени в закрытых взрывоопасных помещениях;

- ИП 330-5 “МДП”, извещатель пожарный пламени, предназначен для обнаружения загораний по излучению пламени в закрытых взрывоопасных помещениях и выдача управляющих сигналов на запуск систем пожаротушения, оповещения и блокировка вентиляционных систем и оборудования;

- "НАБАТ-1" (ИП 332-1/1)/ (взрывозащищенный), извещатели пламени многодиапазонные, используется принцип спектральной селекции. Для реализации этого метода выбираются несколько приемников (или один матричный многодиапазонный), способных реагировать на излучение в различных участках спектров излучения источника. Как правило, такие датчики имеют высокую степень защиты оболочки, взрывобезопасное исполнение и используются на особо ответственных объектах нефтегазового комплекса.

- ИП 332-1/1М (металлический корпус)/(взрывозащищенный), принцип действия аналогичен ИП 332-1/1;

- "НАБАТ-2" (ИП 332-1/2 "СК") (для четырехпроводного шлейфа);

- "НАБАТ-3" (ИП 332-1/3) (для установки в розетку типа РИД-6);

- "НАБАТ-4" (ИП 332-1/4) ;

- ИП 329-10-1, извещатель пожарный пламени, предназначен для обнаружения загораний по ультрафиолетовому излучению пламени;

- ИП 330-10-1, извещатель пожарный пламени, предназначен для обнаружения загораний по инфракрасному излучению пламени;

- ИП 329/330-10-1, извещатель пожарный пламени, предназначен для обнаружения загораний по ультрафиолетовому и инфракрасному излучению пламени;

- ИП 330-ГЕРДА, извещатель пожарный пламени трехспектральный;

Тактико-технические и эксплуатационные характеристики датчиков представлены в таблицах 4.1, 4.2, 4.3, 4.5

Таблица 4.1 – Тактико-технические и эксплуатационные характеристики датчиков

Показатели	Извещатели пожарный пламени
	"ДИАБАЗ-БМ"	ИП 329-5-1	ИП 329-5-2
Назначение	обнаружение загораний по инфракрасному излучению пламени	обнаружение загораний по ультрафиолетовому излучению пламени
Чувствительность, м	20 (для очагов пожара ТП-5 по ГОСТ 50898-96) 13 (для очагов пожара ТП-6 по ГОСТ 50898-96)	20 (для очагов пожара ТП-5 и ТП-6 по ГОСТ 50898-96)
Угол обзора, градус, не менее	60	90
Инерционность срабатывания, с	3

Продолжение Таблица 4.1

Предельная фоновая освещенность, лк	от рассеянного солнечного света	5000	10000
	от ламп накаливания	600	6000
	от люминисцентных ламп	6000	6000
Напряжение питания, В		14,7...15,3	18...30
Потребляемый ток , мА	в дежурном режиме, не более	50	2,5
	в режиме "Пожар"	55	16...22
ППК, с которыми работает извещатель		УСПП "Диабаз-БМ", АСПС-32-23-030	УСПП "Диабаз-БМ", ППК-2, "Сигнал-42"
Диапазон рабочих температур, ° С		-20...+55	-30…+70
Допустимая относительная влажность окружающей среды, %		95 при 35 ° С
Степень защиты оболочки по ГОСТ 14254-96		IP68
Маркировка взрывозащиты по ГОСТ Р 5133.0-99		1ExdIIВT4 Х	1ExdIIСT4 Х
Габаритные размеры, мм, не более		370х170х250	140х110х190	143х120х210
Масса, кг, не более		4,3	3,5	3,2
Срок службы, лет		8	10

Таблица 4.1 – Тактико-технические и эксплуатационные характеристики датчиков

Показатели		Извещатели пожарные пламени
Показатели		ИП 330-5 “ЯСЕНЬ”	“МДП”
Назначение и область применения		обнаружение загораний по излучению пламени в закрытых взрывоопасных помещениях	обнаружение загораний по излучению пламени в закрытых взрывоопасных помещениях и выдача управляющих сигналов на запуск систем пожаротушения, оповещения и блокировка вентсистем и оборудования
Чувствительность, м		25 (для очагов пожара ТП-5 и ТП-6 по ГОСТ 50898-96)	17 (для очагов пожара ТП-5 и ТП-6 по ГОСТ 50898-96)
Угол обзора, градус, не менее		90
Инерционность срабатывания, с		3	0,5
Предельная фоновая освещенность, лк	от рассеянного солнечного света	10000	6000
	от ламп накаливания	700	250
	от люминисцентных ламп	5000	2500
Напряжение питания, В		18...27	24
Потребляемый ток , мА	в дежурном режиме	0,19...0,22	35 (не более)
Потребляемый ток , мА	в режиме "Пожар"	20...22	нет данных

Продолжение Таблица 4.1

ППК, с которыми работает извещатель	ППК-2, ППС-3, “Радуга”, “Аргус”, “Intal” и др.	ПКП-М
Диапазон рабочих температур, ° С	-35…+45	-30…+50
Допустимая относительная влажность окружающей среды, %	95 при 25 ° С	нет данных
Степень защиты оболочки по ГОСТ 14254-96	IP68 (исполнение 1) IP44 (исполнение 2) IP40 (исполнение 3)	IP68
Маркировка взрывозащиты по ГОСТ Р 5133.0-99	1ExdIIСT4 (исполнение 1)	-
Габаритные размеры, мм, не более	нет данных	80х195
Масса, кг, не более	6,0 (исп.1); 0,2 (исп. 2 и 3)	1,2
Срок службы, лет	10	8

Таблица 4.3 – Тактико-технические и эксплуатационные характеристики датчиков

Показатели	Звещатели пожарные пламени многодиапазонные
	"НАБАТ-1" (ИП 332-1/1)	"НАБАТ-1" (ИП 332-1/1) (взрывозащищенный)	"НАБАТ-1М" (ИП 332-1/1М) (металлический корпус)	"НАБАТ-1М" (ИП 332-1/1М) (взрывозащищенный)
Принцип действия	спектральная селекция

Продолжение Таблица 4.3

Чувствительность, м		25 (для очагов пожара ТП-5 по ГОСТ 50898-96) 17 (для очагов пожара ТП-6 по ГОСТ 50898-96)
Угол обзора, градус, не менее		90
Инерционность срабатывания, с		3
Предельная фоновая освещенность, лк	от ламп накаливания	250
	от люминисцентных ламп	2500
Напряжение питания, В		12...29	22...26	12...29	22...26
Потребляемый ток , мА	в дежурном режиме	0,2 (не более)
	в режиме "Пожар"	20 (не менее)
ППК, с которыми работает извещатель		ППК-2, “Сигнал-42” и др.
Диапазон рабочих температур, ° С		-60...+55
Допустимая относительная влажность окружающей среды, %		98 при 35 ° С
Степень защиты оболочки по ГОСТ 14254-96		IP41 или IP65	IP41 или IP65 (датчик) IP54 (блок искрозащиты)	IP41 или IP65	IP41 или IP65 (датчик) IP54 (блок искрозащиты)
Маркировка взрывозащиты ГОСТ Р 5133.0-99		-	1ExibIIСT6 (датчик) ExibIIС (блок искрозащиты)	-	1ExibIIСT6 (датчик) ExibIIС (блок искрозащиты)

Продолжение Таблица 4.3

Габаритные размеры, мм, не более	90х90х105	90х90х105 (датчик) 90х77,5х42 (блок искрозащиты)	90х90х72	90х90х72 (датчик) 90х77,5х42 (блок искрозащиты)
Масса, кг, не более	0,26	0,26 (датчик) 0,17 (блок искрозащиты)	0,36	0,36 (датчик) 0,17 (блок искрозащиты)
Срок службы, лет	10

Таблица 4.4 – Тактико-технические и эксплуатационные характеристики датчиков

Показатели		Извещатели пожарные пламени многодиапазонные
		"НАБАТ-2" (ИП 332-1/2 "СК") (для четырехпроводного шлейфа)	"НАБАТ-3" (ИП 332-1/3) (для установки в розетку типа РИД-6)
Принцип действия		спектральная селекция
Чувствительность, м		25 (для очагов пожара ТП-5 по ГОСТ 50898-96) 17 (для очагов пожара ТП-6 по ГОСТ 50898-96)
Угол обзора, градус, не менее		90	120
Инерционность срабатывания, с		3
Предельная фоновая освещенность, лк	от ламп накаливания	250
	от люминисцентных ламп	2500
Напряжение питания, В		12...29
Потребляемый ток , мА	в дежурном режиме	0,2 (не более)
	в режиме "Пожар"	20 (не менее)

Продолжение Таблица 4.4

ППК, с которыми работает извещатель	ППК-2, “Сигнал-42” и др.
Диапазон рабочих температур, ° С	-60...+55
Допустимая относительная влажность окружающей среды, %	98 при 35 ° С
Степень защиты оболочки по ГОСТ 14254-96	IP41 или IP65
Габаритные размеры, мм, не более	90х90х105	100х41
Масса, кг, не более	0,26
Срок службы, лет	10

Таблица 4.5 – Тактико-технические и эксплуатационные характеристики датчиков

Показатели		Извещатели пожарные пламени многодиапазонные "НАБАТ-4" (ИП 332-1/4)
Принцип действия		спектральная селекция
Чувствительность, м		25 (для очагов пожара ТП-5 по ГОСТ 50898-96) 17 (для очагов пожара ТП-6 по ГОСТ 50898-96)
Угол обзора, градус, не менее		60
Инерционность срабатывания, с		5
Предельная фоновая освещенность, лк	от ламп накаливания	250
	от люминисцентных ламп	2500
Напряжение питания, В		12...29

Продолжение Таблица 4.5

Потребляемый ток, мА	в дежурном режиме	0,2 (не более)
	в режиме "Пожар"	20 (не менее)
Унифицированный выходной сигнал тока на аналоговом выходе, мА		0...20
Выходной токовый сигнал извещателя, мА	в дежурном режиме	4 (непрерывное свечение зеленого светодиода)
	в режиме "Неисправность"	2 (мигающее свечение красного светодиода)
	в режиме "Предупреждение о пожаре"	12 (одновременное свечение красного и зеленого светодиодов)
	в режиме "Пожар"	20 (непрерывное свечение красного светодиода)
Диапазон рабочих температур, ° С		-60...+85
Степень защиты оболочки по ГОСТ 14254-96		IP67 (датчик) IP54 (блок искрозащиты)
Маркировка взрывозащиты по ГОСТ Р 5133.0-99		1ExibIIСT6 (датчик) ExibIIС (блок искрозащиты)
Габаритные размеры, мм, не более		90х90х48 (датчик) 90х77,5х42 (блок искрозащиты)
Масса, кг, не более		0,36 (датчик) 0,17 (блок искрозащиты)
Срок службы, лет		10

Таблица 4.6 – Тактико-технические и эксплуатационные характеристики датчиков

Показатели	Извещатели пожарные пламени
Показатели	ИП 329-10-1	ИП 330-10-1	ИП 329/330-10-1
Назначение	обнаружение загораний по ультрафиолетовому излучению пламени	обнаружение загораний по инфракрасному излучению пламени	обнаружение загораний по ультрафиолетовому и инфракрасному излучению пламени

Продолжение Таблица 4.6

Особенности		имеет 4 уровня чувствительности, которые могут устанавливаться на месте эксплуатации		имеет 4 уровня чувствительности и два метода обработки сигнала, которые могут устанавливаться на месте эксплуатации		-
Чувствительность (дальность обнаружения пламени бензина на площади О,1м2), м		27 (при установке на максимальную чувствительность)		25,9 (при установке на максимальную чувствительность)		15
Угол обзора, градус, не менее		90
Диапазон спектральной чувствительности		0,185...0,245	4,2...4,7		0,185...0,245 (УФ) 4,2...4,7 (ИК)
Напряжение питания, В		18...32
Потребляемая мощность, Вт	номинальная	2
	максимальная при тестировании	4	4,5
Диапазон рабочих температур, ° С	стандартной модели	-40...+75
	термостойкой модели	-55...+125
Степень защиты оболочки по ГОСТ 14254-96		IP66

Продолжение Таблица 4.6

Маркировка взрывозащиты по ГОСТ Р 5133.0-99	1ExdIIВT6(Т4)/Н2	1ExdIIСT6 (Т5, Т4)	1ExdIIВT6(Т5, Т4)/Н2
Габаритные размеры, мм, не более	127х228,6		198х181х85,8

Таблица 4.7 – Тактико-технические и эксплуатационные характеристики датчиков

Показатели		Извещатели пожарные пламени трехспектральный ИП 330-ГЕРДА
		исполнение 1	исполнение 2			исполнение 3		исполнение 4
Диапазон спектральной чувствительности, мкм		0,5...4,7
Способ передачи сигнала "Пожар"		скачкообразным изменением потребляемого тока до величины не менее 7,5 мА		замыканием (размыканием) "сухих" контактов	соответствующим изменением тока при работе с интерфейсом "4 - 20 мА"		передачей кодовой посылки при работе с интерфейсом RS-485
Чувствительность, м		17 (для очагов пожара ТП-5 и ТП-6 по ГОСТ Р 50898-96)
Угол обзора, градус, не менее		90
Предельная фоновая освещенность, лк	от ламп накаливания	250
	от люминисцентных ламп	2500

Продолжение Таблица 4.7

Напряжение питания, В		24
Потребляемый ток , мА	в дежурном режиме	0,6 (не более)
	в режиме "Пожар"	7,5 (не менее)
Диапазон рабочих температур, ° С		-50...+55
Допустимая относительная влажность окружающей среды, %		98 при 35 ° С
Степень защиты оболочки по ГОСТ 14254-96		IP65
Маркировка взрывозащиты по ГОСТ Р 5133.0-99		1Exd[ib]IIBT4
Габаритные размеры, мм, не более		158х196х225
Масса, кг, не более		2,5
Назначенный срок службы, лет		10

Основным преимуществом оптических датчиков пламени является быстрота срабатывания (менее 5 с), т.е. обнаружение пожара происходит в начальной стадии развития, что резко повышает эффективность тушения.

В отсеке нагнетателя агрегатов блочного исполнения рекомендуется применить извещатели типа С7698 Е1002 со встроенным контроллером в количестве не менее трех штук, которые работают в ультрафиолетовом диапазоне и критичны к масляной пленке, образующейся на оптике чувствительного элемента.

В связи с наличием высокотемпературных зон (до 125 °С) в отсеке двигателя используют комбинацию из:

- двух тепловых пожарных извещателей с = 236 °С для контроля пожарного состояния района камеры сгорания;

- двух тепловых пожарных извещателей с = 321 °С для контроля пожарного состояния района отвода выхлопных газов;

- двух пожарных извещателей пламени С7050 В7038 / R7404 В7001 с собственным контроллером, работающем в ультрафиолетовом диапазоне с от -40 до +125 °С для обнаружения пожара по появлению открытого пламени в том случае, когда температура в отсеке не достигла тепловых извещателей.

В отсеке маслоагрегатов используется комбинация из:

- двух тепловых извещателей с = 236 °С;

- инфракрасного извещателя пламени С7698 Е 1002.

Отсеки агрегатной автоматики, в которых размещается электронное и электрическое оборудование, а также большое количество кабеля защищаются двумя дымовыми пожарными извещателями Fenwall или ИП 212-5, контролирующими всю площадь отсека.

4.2.4 Система контроля загазованности

Для контроля довзрывоопасных концентраций газа (ДВК) на КС применяются специальные газоанализаторы. В соответствии с существующими правилами датчики ДВК устанавливаются у каждого газоперекачивающего агрегата в местах, наиболее вероятных источников выделения газа, но не далее 3 м от источника (по горизонтали). Как правило, на ГПА устанавливаются 2 датчика - по одному у ГТУ и нагнетателя.

На компрессорных станциях применяются в основном газосигнализаторы с термохимическими датчиками. Наличие метана довзрывоопасной концентрации в окружающей атмосфере в месте установки датчика метана определяется путем измерения теплового эффекта химической реакции беспламенного сжигания метана на поверхности измерительного элемента первичного датчика, включенного в измерительный мост, преобразования в электрический сигнал, пропорциональный концентрации метана и передачи сигнала от датчика метана к блоку измерений и сигнализаций.

Газосигнализаторы призваны обеспечивать подачу предупреждающих звукового и светового сигналов при концентрации газа 0,5% объемных долей метана (или 10% НКПВ) и аварийного при концентрации 1,0% (или 20% НКПВ). Кроме того, при концентрации газа 0,5% выдается команда на включение аварийно-вытяжной вентиляции, а при концентрации 1,0% - команда на аварийную остановку газоперекачивающего агрегата.

Наибольшее распространение в газовой промышленности находят системы загазованности типов ГАЗ-1М, ГАЗ-3, СТМ-10 и др.

Конструктивно системы ГАЗ-1М и ГАЗ-3 выполнены в виде отдельных стоек, которые рассчитаны на обработку сигналов от 12 до 16 датчиков. Система СТМ-10 выпускается в виде отдельных приборов, количество датчиков зависит от модификации прибора и может включить в себя от 1 до 10 датчиков.

В последнее время начато внедрение инфракрасных (ИК) датчиков. Эти датчики работают по принципу поглощения ИК-излучения. Луч модулированного света проектируется из внутреннего источника инфракрасного излучения на рефлектор, который посылает его обратно на пару ИК-датчиков. Один из датчиков является эталонным (опорным), а другой - активным, причем перед обоими датчиками установлены различные оптические фильтры с тем, чтобы они были чувствительными к различным длинам волн ИК-света. Горючие газы не реагируют на опорную длину волны, в то время как длина волны активного датчика поглощается горючими газами. Для определения концентрации загазованности детектор измеряет соотношение активной длины волны к опорной. Затем эта величина преобразуется в токовый выходной сигнал 4 -20 мА для передачи на внешний дисплей и системы управления.

Основное преимущество инфракрасных датчиков по сравнению с каталитическими - безотказная работа при высоких уровнях загазованности (чувствительный элемент каталитического датчика при длительном нахождении в загазованной среде больше 1% перегорает, а ИК работает в диапазоне 0-100% НКПВ).

Так же широко применяются датчики загазованности такие как:

СГОЭС датчик-газоанализатор контроля загазованности горючих газов, определяет и измеряет концентрацию паров углеводорода и газов до уровня, когда они образуют взрывоопасную концентрацию в воздухе. В соответствии с заявленными требованиями, т.е. предварительно указанными предприятием, чтобы определять один из восьми углеводородов (обычно метан или пропан). Коэффициенты преобразования формируются предприятием, для того чтобы, сообщить процентное содержание НКПР для любых видов углеводородных газов или паров;
ДАК – датчик газоанализатор стационарный, предназначены для автоматического непрерывного измерения довзрывоопасных концентраций пропана (С3Н8), метана (СН4), суммы предельных углеводородов С1 - С10 (ΣСН), в том числе паров нефти и нефтепродуктов, объемной доли диоксида углерода (СО2) в воздухе рабочей зоны помещений и открытых пространств, в том числе во взрывоопасных зонах производственных помещений и наружных установок, а также для измерения объемной доли ацетилена (С2Н2) в газовых магистралях технологических объектов;
ДАТ-М – датчик сигнализатор термохимический, предназначены для контроля довзрывоопасных концентраций суммы горючих газов в воздухе рабочей зоны помещений и открытых площадок;
ДГО – преобразователь оптический газовый стационарный, используются для непрерывного измерения и преобразования уровней загазованности в местах возможного появления метана, пропана или паров нефтепродуктов (по метану или пропану) в унифицированный сигнал постоянного тока в составе сигнализаторов и газоанализаторов горючих газов и паров;

СГОЭС датчик-газоанализатор контроля загазованности горючих газов.

Сенсор СГОЭС оптически определяет количество присутствия углеводорода путем измерения поглощаемого газа с помощью ИК-излучения. Так как прибор не зависит от присутствия кислорода в смеси газов, он может работать эффективно в такой окружающей обстановке, где другие сенсорные технологии не могут. Более того, он не чувствителен к неуглеводородным газам, таким как азот, кислород, углекислый газ, аммиак и сероводород, которые могут негативно влиять на другие типы датчиков. Это характеризует СГОЭС в качестве превосходного выбора для окружающих условий, где присутствуют не углеводородные газы и где необходим контроль за углеводородами, такими как метан и пропан.

СГОЭС сертифицирован для использования в потенциально опасных газо / паро содержащих условиях окружающей среды в соответствии со стандартом ГОСТ Р 51330.13-99 и другим нормативным документам, регламентирующим применение электрооборудования во взрывоопасных зонах подгрупп IIА, IIВ, IIС температурных классов Т1-Т4 по ГОСТ Р 51330.9-99.

Область применения:

нефтяные платформы;
танкеры по перевозки нефти, грузовые корабли и другие суда;
наливные эстакады;
предприятия по производству и хранению сжиженного природного газа / сжиженного нефтяного газа;
компрессорные станции;
нефтехимические и тепловые электростанции;
газовые турбины;
транспортные предприятия (аэропорты и метро);
нефтяные и газовые бойлеры и печи.

Особенности и преимущества газоанализатора СГОЭС

потребляемая мощность менее 4,5 Вт;
возможность установки как в помещении, так и на улице;
аналоговые, релейные и цифровые выходы;
устойчивость к вибрации гарантирует надёжность и длительный срок службы;
эффективно работает в условиях тумана и повышенной влажности;
широкий диапазон рабочих температур обеспечивает эксплуатационную гибкость и надежность;
высокая чувствительность ко всем видам углеводородных газов/паров для максимальной безопасности;
контроль загрязнения ИК оптического сенсора (пыль, краска и т.д.) обеспечивает своевременное поддержание сигналов тревоги и помогает защитить от ложных срабатываний.

Технические характеристики СГОЭС приведены в таблице 4.6

Таблица 4.8 – Технические характеристики взрывозащищённого стационарного датчика-газоанализатора СГОЭС

Характеристики	Значения
Напряжение питания СГОЭС, В	от 18 до 32
Потребляемая мощность, Вт, не более	2 дежурный режим
Потребляемая мощность, Вт, не более	4,5 режим тревоги
Выходы	RS 485, MODBUS RTU, HART, Ethernet 4-20 мА, аналоговый (от 0 до 100 % НКПР), 2 сигнальных реле (изолированных, сухой контакт) с программируемым пороговым реле
Тип сенсора	инфракрасный
Газы	метан, этан, пропан, пропилен, гексан, метанол, бутан, пентан, изобутан, циклопентан, пары метилового и этилового спиртов (по требованию заказчика)
Диапазон измерений, % НКПР	от 0 до 100
Погрешность, % НКПР (при 0 - 100 % НКПР)	± 5
Влажность, %	95
Время отклика, сек (при 100 % НКПР метан)	T50 ≤ 1,9
	T60 ≤ 10,5
	T90 ≤ 14,5
Диапазон рабочих температур СГОЭС, °C	от -60 до +85
Вид взрывозащиты	взрывонепроницаемая оболочка
Маркировка взрывозащиты	1ExdIICT4
Маркировка взрывозащиты	IP66
Исполнение корпуса	алюминий / нержавеющая сталь
Кабельный ввод	ExdU, FALS 01
Тип кабеля	КВБбШв 4×1,5; КВВГЭ (10,5 - 13,5 мм)
Диаметр, см	11,4
Длина, см	24,8

Продолжение Таблица 4.8

Вес, кг (с кронштейном)	3,5
Самодиагностика СГОЭС	автоматическая диагностика ошибки через выходные сигналы и оповещение

Контролируемые датчиком-газоанализатором СГОЭС газы:

Ацетон
Бензол
Бутадиен 1.3
Н-бутан
Н-бутанол
1-бутан
Н-бутилацетат
Н-гексан
Диметиловый эфир
1,4 Диоксан
о-Ксилол
Метан
Метанол
Метил-i-бутилкетон
Метил-метакрилат
Метил-этилкетон
n-Нонан
n-Октан
n-Пентан
i-Пропанол
Пропилен
Толуол
Циклопентан
Этанол
Этилацетат
Этилбензол
Этилен
Этиленоксид

Габаритные и установочные размеры датчика-газоанализатора СГОЭС изображены на рисунке 4.3

Рисунок 4.3 - Габаритные и установочные размеры датчика-газоанализатора СГОЭС

ДАК датчик-газоанализатор стационарный

Инфракрасные датчики-газоанализаторы ДАК предназначены для автоматического непрерывного измерения довзрывоопасных концентраций пропана (С3Н8), метана (СН4), суммы предельных углеводородов С1 - С10 (ΣСН), в том числе паров нефти и нефтепродуктов, объемной доли диоксида углерода (СО2) в воздухе рабочей зоны помещений и открытых пространств, в том числе во взрывоопасных зонах производственных помещений и наружных установок, а также для измерения объемной доли ацетилена (С2Н2) в газовых магистралях технологических объектов.

Область применения:

контроль параметров воздуха рабочей зоны, в том числе в составе систем контроля атмосферы промышленных объектов повышенной опасности СКАПО;
измерение параметров технологических процессов.

Принцип действия датчика ДАК - оптико-абсорбционный.

Тип газоанализаторов - стационарный.

Рабочее положение газоанализатора ДАК: вертикальное - датчиком вверх.

Технические характеристики датчика-газоанализатора ДАК приведены в таблице 4.8.

Таблица 4.9 - Технические характеристики датчика-газоанализатора ДАК

Обозначение	Наименование	Диапазон измерений	Пределы допускаемой погрешности	Температура окружающей среды, °С	Способ забора пробы	Напряжение питания, В
ИБЯЛ.418414.071	ДАК-СН4-100	0 - 100 , % НКПР	± 5 % НКПР	от -40 до +50	диффузионный	от 11 до 16 (ток потребления не более 160 мА)
ИБЯЛ.418414.071-01	ДАК-С3Н8-50	0 - 50, % НКПР	± 5 %НКПР
ИБЯЛ.418414.071-02	ДАК-СО2-1	0 - 1, % об.	± 0,025 % об. в диапазоне (0 - 0,5)
			± 5 % (относительная) в диапазоне (0,5 - 1)
ИБЯЛ.418414.071-03	ДАК-СН4-100В	0 - 100 , % НКПР	± 5 % НКПР	от +1 до +70
ИБЯЛ.418414.071-04	ДАК-С3Н8-50В	0 - 50, % НКПР	± 5 % НКПР
ИБЯЛ.418414.071-05	ДАК-СО2-1В	0 - 1, % об.	± 0,025 % об. в диапазоне (0 - 0,5)
			± 5 % (относительная) в диапазоне (0,5 - 1)

Продолжение Таблица 4.9

ИБЯЛ.418414.071-06	ДАК-С2Н2-30В	0 - 30, % об.	± 6 % (приведенная)	от +5 до +45	принудительный
ИБЯЛ.418414.071-07	ДАК-С2Н2-100В	0 - 100, % об.	± 1,8 % об. в диапазоне (0 - 30)
			± (1,8 + 0,2(Свх-30)) % об. в диапазоне (30 - 100)
ИБЯЛ.418414.071-08	ДАК-S-СН-100	0 - 100 , % НКПР	± 5 % НКПР	от -40 до +50	диффузионный
ИБЯЛ.418414.071-09	ДАК-СН4-100Н	0 - 100 , % НКПР	± 5 % НКПР	от -60 до +60	диффузионный или принудительный	от 10 до 18 (ток потребления не более 270 мА)
ИБЯЛ.418414.071-10	ДАК-С3Н8-50Н	0 - 50, % НКПР	± 5 % НКПР
ИБЯЛ.418414.071-11	ДАК-СО2-1Н	0 - 1, % об.	± 0,025 % об. в диапазоне (0 - 0,5)
			± 5 % (относительная) в диапазоне (0,5 - 1)
ИБЯЛ.418414.071-12	ДАК-S-СН-100Н	0 - 100 , % НКПР	± 5 %НКПР
ИБЯЛ.418414.071-13	ДАК-СН4-100Н	0 - 100 , % НКПР	± 5 %НКПР	от - 60 до + 60	диффузионный или принудительный	от 18 до 36 (ток потребления не более 170 мА)

Где:

В - высокотемпературный;

- Н - низкотемпературный.

Степень защиты газоанализатора ДАК - IР54.

Газоанализаторы имеют унифицированный выходной токовый сигнал (4 - 20) мА. Газоанализаторы ИБЯЛ.418414.71-09 ... -16 имеют канал связи с ЭВМ по интерфейсу RS-485, протокол связи MODBUS-RTU.

Газоанализаторы ДАК выполнены во взрывозащищенном исполнении и имеют маркировку взрывозащиты:

- «1Exd[ib]IICT6 X» - для газоанализаторов ИБЯЛ.418414.071, -01...-08 (при установке во взрывоопасных зонах питание осуществляется от источника с параметрами: [Exib] IIC, U₀ = 16 B, I₀ = 200 мА, L₀ = 1 мГн, С₀ = 0,45 мкФ);

- «1ExdIICT6 X2 - для газоанализаторов ИБЯЛ.418414.071-09...-16 при установке во взрывоопасных зонах кабель прокладывается в защитной оболочке, а питание осуществляется для газоанализаторов ИБЯЛ.418414.071-09...-12 от источника постоянного напряжения от 10 до 18 (В) с максимальным выходным током 350 мА, а для ИБЯЛ.418414.071-13...-16 от источника постоянного напряжения от 18 до 36 В с максимальным выходным током 200 мА.

Имеется гальванически связанный с цепью питания (ток вытекающий) токовый выход для газоанализаторов ИБЯЛ.418414.71, -01...-08 и гальванически развязанный от цепи питания для газоанализаторов ИБЯЛ.418414.71-09...-16.

Датчики-газоанализаторы ДАК (в зависимости от модификации) могут использоваться совместно с системами БПС-21М или СКАПО.

Габаритные размеры газоанализатора, не более, мм: длина - 163; ширина - 130; высота – 243.

Масса газоанализатора ДАК не более 3,8 кг.

По заказу модификации ИБЯЛ.418414.71-09 ... -16 изготавливаются с рабочим давлением 2 атм.

Время срабатывания сигнализации (кроме С₂Н₂) не более 15 с.

ДАТ-М датчик-сигнализатор термохимический.

Термохимические датчики-сигнализаторы ДАТ-М предназначены для контроля довзрывоопасных концентраций суммы горючих газов в воздухе рабочей зоны помещений и открытых площадок.

Область применения:

- контроль параметров воздуха рабочей зоны промышленных объектов повышенной опасности автономно или в составе системы СКАПО, а также совместно с БПС21М.

Тип датчиков-сигнализаторов - стационарный, автоматический, одноканальный.

Режим работы сигнализаторов ДАТ-М - непрерывный.

Принцип действия датчиков-сигнализаторов - термохимический.

Рабочее положение ДАТ-М - вертикальное.

Способ забора пробы датчиком ДАТ-М - диффузионный или принудительный, за счет эжектирования или избыточного давления в точке отбора.

Технические характеристики датчика сигнализатора ДАТ-М приведены в таблице 4.9.

Таблица 4.9 – Технические характеристики датчика сигнализатора ДАТ-М

Характеристики	Значения	Примечание
Диапазон измерения, % НКПР	0 - 50
Диапазон показаний, % НКПР	0 - 100	ДАТ-М-01, ДАТ-М-05, ДАТ-М-06
Установки порогов срабатывания, % НКПР	1-й порог	2-й порог
	7	11
	11	для ДАТ-М-03, ДАТ-М-04 (по заказу возможна установка другого значения порога)
Унифицированный выходной токовый сигнал, мА	4 - 20	по ГОСТ 26.011-80 кроме ДАТ-М-06
Время срабатывания сигнализации, с, не более	7
Время прогрева сигнализаторов ДАТ-М, мин, не более	5
Время автоматической работы сигнализаторов без технического обслуживания, мес.	6
Напряжение питания датчика-сигнализатора ДАТ-М, В	от 10 до 16	ДАТ-М-02, ДАТ-М-04 (3,2 Вт, цепь искробезопасная)
	от 10 до 24	ДАТ-М-01, ДАТ-М-03 (2,5 Вт, цепь искробезопасная)
	от 10 до 32	ДАТ-М-05, ДАТ-М-06 (5 Вт, цепь не искробезопасная)
Габаритные размеры сигнализаторов, мм, не более	180×60×155	ДАТ-М-01, ДАТ-М-02, ДАТ-М-03, ДАТ-М-04
	200×135×170	ДАТ-М-05, ДАТ-М-06
Масса сигнализаторов ДАТ-М, кг, не более	1,5	ДАТ-М-01, ДАТ-М-02, ДАТ-М-03, ДАТ-М-04
	4	ДАТ-М-05, ДАТ-М-06
Срок службы, лет, не менее:
- для сигнализатора	10
- для ТХД	3

Перечень горючих веществ, образующих газо- и паровоздушные смеси, контролируемые стационарными сигнализаторами ДАТ-М:

1 Авиационный бензин Б-95/130 ГОСТ 1012-54

2 Авиационный бензин Б-95/115 ГОСТ 1012-54

3 Акрилонитрил, нитрил акриловой кислоты 60 Метан

4 Акролеин, акриловый альдегид

5 Аллиловый спирт

6 Амиловый спирт, 1-пентанол

7 Амилены (смесь)

8 Ацетилен

9 Ацетон, диметилкетон

10 Ацетальдегид

11 Ацетонитрил

12 Бензин А-72

13 Бензин А-76

14 Бензин АИ-93

15 Бензин АИ-98

16 Бензин Б-70

17 Бензин «калоша»

18 Бензол

19 Бензин экстракционный марки А (гексановая фракция)

20 Бутан

21 Бутадиен

22 Бутилен

23 Бутилены (различные изомеры)

24 Бутиловый спирт, бутанол

25 Водород

26 Водяной газ

27 Винилнорборнен

28 Газ коксовых печей

29 Газ природный топливный сжатый ГОСТ 27577-87

30 Газы углеводородные сжиженные ГОСТ 27578-87

31 Газ пиролиза керосина

32 Газ пиролиза этана

33 Гексан

34 Гептан

35 Диизопропиловый спирт

36 Дивинил, бутадиен -1,-3

37 Дизельное топливо марки Л ГОСТ 305-82

38 Дизельное топливо марки З ГОСТ 305-82

39 Дизельное топливо марки А ГОСТ 305-82

40 Диоксан, диэтилен-диоксан

41 Диметилдиоксан

42 Диоксановые спирты – 3 изомера

43 Диэтиламин

44 Диэтиловый эфир, этиловый эфир

45 Двойной водяной газ

46 Дициклопентадиен

47 Изобутан

48 Изобутиловый спирт, изобутанол

49 Изобутилен

50 Изопропиловый спирт, изопропанол

51 Изопентан

52 Изопрен

53 Керосин осветительный ОСТ 3801407-86

54 Ксилол

55 Магнитный лак

56 Мазут марки 40

57 Мазут флотский Ф-5

58 Метиловый эфир акриловой кислоты, метилакрилат

59 Метиловый спирт, метанол, карбинол, древесный спирт

60 Метан

61 Метанол

62 Метилбутандиол

63 Метилалль

64 Метил этилкентон, этилметилкетон

65 Муравьинопропиловый эфир

9 66 Муравьиная кислота

67 Метилаллен

68 Метилфигидропиран

69 Непредельные спирты – 3 изомера

70 Окись пропилена

71 Окись углерода, угарный газ

72 Окись этилена

73 Октан

74 Пары нефти (смесь газов и паров бутана, гексана, метана, пентана, пропана, этана)

75 Пентан

76 Петролейный эфир

77 Пиперилены (смесь)

78 Пропан

79 Пропилен

80 Пропиловый спирт

81 Попутный нефтяной газ

82 Реактивное топливо ТС-1 ГОСТ 10227-86

83 Реактивное топливо Т-2 ГОСТ 10227-86

84 Реактивное топливо РТ ГОСТ 10227-86

85 Сильван (метилфуран)

86 Скипидар

87 Сольвент каменноугольный

88 Сольвент нефтяной

89 Стирол

90 Тетрагидрофуран, окись диэтилена

91 Толуол

92 Топливо Т-1

93 Триметилкарбинол

94 Триэтиламин

95 Формальдегид (в виде формалина)

96 Фуран

97 Фурфулол

98 Уайт-спирит

99 Уксусная кислота, этаноловая кислота

100 Уксусновиниловый эфир, винилацетат

101 Уксуснобутиловый эфир, бутилацетат

102 Уксусный альдегид, ацетальдегид

103 Уксуснометиловый эфир, метилацетат

104 Уксусноэтиловый эфир, этилацетат

105 Циклогексан

106 Циклогексанон

107 Циклопентадиен

108 Этан

109 Этилен

110 Этилбензол

111 Этиловый спирт, этанол, винный спирт

112 Этилцеллозольв

113 Этилдеиноборнен

Датчики сигнализаторы ДАТ-М обеспечивают выполнение следующих функций:

1) выдачу токового сигнала, пропорционального значению концентрации контролируемых компонентов (кроме ДАТ-М-06);

2) выдачу световой сигнализации «ПОРОГ 1» (предупредительный) прерывистое свечение красного индикатора единичного, и «ПОРОГ 2» (аварийный) - постоянное свечение красного индикатора единичного, свидетельствующую о превышении установленного порогового значения (для датчиков-сигнализаторов ДАТ-М-01, ДАТ-М-05, ДАТ-М-06);

3) выдачу световой сигнализации ПОРОГ постоянное свечение красного индикатора единичного, свидетельствующую о превышении установленного порогового значения (для датчиков-сигнализаторов ДАТ-М-02, ДАТ-М-03, ДАТ-М-04);

4) вывод информации о концентрации контролируемых веществ (для датчиков ДАТ-М-01, ДАТ-М-05, ДАТ-М-06) на жидкокристаллический индикатор;

5) выдачу (для ДАТ-М-06) по интерфейсу RS485 информации об изменении содержания горючих газов, о срабатывании порогов сигнализации, прием команд на установку значений порогов сигнализаций, проведения корректировок нуля и чувствительности.

ДГО преобразователь оптический газовый стационарный

Оптический преобразователь ДГО снят с производства. Замена – датчик-газоанализатор СГОЭС.

Стационарный газовый оптический преобразователь ДГО используются для непрерывного измерения и преобразования уровней загазованности в местах возможного появления метана, пропана или паров нефтепродуктов (по метану или пропану) в унифицированный сигнал постоянного тока в составе сигнализаторов и газоанализаторов горючих газов и паров.

Область применения оптического преобразователя ДГО:

взрывоопасные зоны помещений и наружных установок вблизи технологического оборудования насосных станций магистральных газо- и нефтепроводов, резервуарных парков, наливных эстакад и других сооружений согласно ГОСТ Р 51330.13 - 99 и другим нормативным документам, регламентирующим применение электрооборудования во взрывоопасных зонах подгрупп IIА, IIВ, IIС температурных классов Т1-Т4 по ГОСТ Р 51330.9-99.

В помещениях следует устанавливать один преобразователь на каждые 200 м² площади.

Преобразователи ДГО предназначены для эксплуатации при температуре от -40 до +55 °С и относительной влажности воздуха до 95 % при температуре +35 °С.

По устойчивости к воздействию атмосферного давления преобразователи относятся к группе Р1 по ГОСТ 12997- 84.

По защищенности от влияния пыли и воды преобразователи ДГО соответствуют степени защиты IP66 по ГОСТ 14254-80.

Преобразователи состоят из оптико-электронного преобразователя и устройства вводного, в зависимости от преобразуемого газа преобразователи изготавливаются нескольких исполнений.

Технические характеристики газового оптического преобразователя ДГО приведены в таблице 4.10.

Таблица 4.10 – Технические характеристики газового оптического преобразователя ДГО

Характеристики	Значения
Габаритные размеры, мм, не более:
- оптико-электронного преобразователя	190×100×100
- вводного устройства	180×130×120
Масса ДГО, кг, не более:
- оптико-электронного преобразователя	1,2
- вводного устройства	2,2

Продолжение Таблица 4.10

Пределы допускаемого значения основной абсолютной погрешности и абсолютной погрешности преобразователей в диапазоне температур от -40 до +55 °С, % НКПР	Δ = ± (2 + 0,06 × С0) *
Выходной сигнал преобразователей должен изменяться в диапазоне, мА, в зависимости от концентрации контролируемого газа	от 4 до 20
Вариация выходного сигнала преобразователей, не более	0,5 Δ
Изменение выходного сигнала преобразователей за регламентированный интервал времени 24 ч, не более	0,5 Δ
Время установления выходного сигнала преобразователей Т0,9 по уровню 0,9, с, не более	10
Время прогрева преобразователя, мин, не более	10
Влажность окружающего воздуха при температуре +35 °С, %	95
Температура окружающего воздуха, °С	от -50 до +50
Питание преобразователя ДГО, В	от источника постоянного тока напряжением (24 +3-6)
Максимальная электрическая мощность, потребляемая преобразователем ДГО, В•А, не более	5,5
Средняя наработка на отказ, ч, не менее	35000
Средний срок службы, лет, не менее	10
Вид взрывозащиты ДГО	«Взрывонепроницаемая оболочка» по ГОСТ Р 51330.1-99
Уровень и маркировка взрывозащиты	«взрывобезопасный», 1ExdIICT4 по ГОСТ Р 51330.0-99

Примечание:

* - С₀ - действительное значение концентрации ПГС, % НКПР.

Контролируемые преобразователем ДГО газы:

пары нефти и нефтепродуктов;

- горючие газы;

- ацетон;

- бензол;

- бутан;

- бутанол;

- гексан;

- диметиловый эфир;

- метан;

- метанол;

- нонан;

- октан;

- пентан;

- пропан;

- пропанол;

- пропилен;

- толуол;

- циклопентан;

- этанол;

- этилацетат;

- этилбензол;

- этилен.

В метанольном парке БПТОиК установлены два резервуары РВС 1000 внутри земляного обвалования. Обвязка резервуаров выполнена таким образом, что оба резервуара могут работать параллельно (в режиме сообщающихся сосудов) или по одному.

Максимальный эксплуатационный объем обоих резервуаров составляет 1770,0 м^З.

Максимальный уровень продукта в резервуаре:

- Е-1 - 748 см (895 м³);

- Е-2 - 736 см (875 м³).

Минимальный уровень в обоих резервуарах - 38 см.

4.3 Обзор установок и модулей газового пожаротушения

Основными причинами возникновения аварийных ситуаций, приводящих к взрыву и пожару на компрессорных станциях, являются: нарушение целостности газовых трактов (фланцевые соединения, сварные швы, арматура, трубопроводы, оборудование и т.п.); разрушение элементов конструкций привода и нагнетателя (подшипники, уплотнения, поршни, лопатки турбин и т.д.; нарушение целостности масляных трактов (маслопроводы, масляные насосы и т.д.). Все это приводит к выбросу в помещение станции природного газа или горючего масла под высоким давлением. При наличии источника воспламенения (горячие поверхности камер сгорания и выхлопных коллекторов, электрические или фрикционные искры и т.п.) возникает пожар - диффузионные горения газа и масла. При отсутствии источника воспламенения или задержке его появления в помещении образуется либо взрывоопасная газовоздушная смесь, либо еще более опасная смесь газа, паров и капель масла с воздухом, взрыв которой, как правило, приводит к серьезным последствиям.

Для тушения пожаров на ГПА рекомендуется применять индивидуальные и комбинированные установки пожаротушения (КУП). Они предназначены для противопожарной защиты оборудования ГПА, газотурбинных двигателей, мотокомпрессоров, имеющих поверхности, нагретые выше температуры самовоспламенения турбинного масла. КУП предполагает две очереди ввода в действие огнетушащих веществ. Первая очередь обеспечивает ликвидацию пожара на начальной стадии развития, вторая ликвидирует возможность повторного воспламенения.

Для машзалов стационарных компрессорных цехов (с ГПА типа ГТК-10, ГТ-6-750, ГТ-750-6, ГТК-5 и др.) применяются системы автоматического пенного пожаротушения (АППТ).

АППТ состоит из основной и резервной емкости воды, емкости с пенообразователем, дозатора пенообразователя, основного и резервного насосов, электрозадвижек (по направлениям на каждый агрегат), сети трубопроводов и пенных оросителей, шкафов автоматического управления и датчиков пожарообнаружения.

Запас воды и пенообразователя в установке пенного пожаротушения должен быть рассчитан из условия работы в течение не менее 20 мин.

Для ГПА блочного исполнения (типов ГПА-Ц-6,3, ГПА-Ц-16) применяются модульные автоматические установки порошкового пожаротушения, состоящие из:

- модулей (баллонов) порошкового пожаротушения, в корпусе которых совмещены функции хранения и подачи огнетушащего порошка при воздействии исполнительного импульса на пусковой элемент;

- распределительных трубопроводов;

- пожарных извещателей с шлейфами пожарной сигнализации и электрическими цепями питания и контроля;

- блоков автоматического управления и устройств представления информации о состоянии системы пожаротушения;

- устройств для сигнализации и блокировки дверей в отсеках агрегатов;

Системы автоматики пожаротушения должны обеспечивать:

- световую и звуковую сигнализацию о возникновении пожара с расшифровкой направления, о неисправности системы;

- автоматический и дистанционный пуск установки;

- автоматическое переключение электропитания с основного на резервный источник;

- формирование и выдачу командного импульса для управления технологическим и электротехническим оборудованием объекта, системами оповещения о пожаре, дымоудаления, подпора воздуха, а также для отключения вентиляции, кондиционирования, воздушного отопления;

- автоматический контроль шлейфов пожарной сигнализации, целостности электрических цепей питания, световой и звуковой сигнализации и датчиков, определение обрыва пиропатронов или электромагнитов;

- формирование командного импульса автоматического пуска установки не менее чем от двух автоматических пожарных извещателей.

Основными элементами всех систем пожаротушения, от которых зависит надежность срабатывания, являются датчики пожарообнаружения.

Модули газового пожаротушения.

Модули газового пожаротушения – баллоны с запорно-пусковым устройством для хранения и выпуска газовых огнетушащих веществ.

Газовый огнетушащий состав – огнетушащее вещество, которое при тушении пламени находится в газообразном состоянии и представляет собой индивидуальное химическое соединение или смесь из них.

Модули газового пожаротушения имеют, как правило, электрический, пневматический, механический пуск или их комбинацию.

Для рассмотрения были выбраны следующие модули:

1МП(125-25-12);
1МП(150-25-12);
1МП(42-40-18);
2МП(125-40-12);
2МП(150-40-12);
2МП(150-100-12).
МГПи(150-60-15) “Атака 2”
МГПи(150-80-15) “Атака 2”
МГПи(150-100-15) “Атака 2”

В таблицах 4.11, 4.12, 4.13 приведены тактико-технические и эксплуатационные характеристики модулей.

Таблица 4.11 – Тактико-технические и эксплуатационные характеристики модулей.

Показатели		Модули газового пожаротушения
		1МП(125-25-12)		1МП(150-25-12)	1МП(42-40-18)
Вместимость баллона, л		25,0			40,0
Газовое огнетушащеее вещество (ГОТВ)		хладон 125, хладон 318Ц, хладон 227еа,, элегаз повышенной чистоты, хладон 114В2, хладон 13В1
Максимальное количество ГОТВ, заряжаемое в модуль, кг	хладон 125	22,5			36,0
	хладон 318Ц	27,5			44,0
	хладон 227еа	27,5			44,0
	элегаз повышенной чистоты	26,25			42,0
	хладон 114В2**	37,5			60,0
	хладон 13В1**	26,25			42,0
Рабочее давление, МПа		12,5	15,0		4,2
Время выпуска ГОТВ, с		10 (не более)
Эквивалентная длина, м		2,5 (не более)			6,0 (не более)
Тип устройства пуска		электрический
Тип инициирующего устройства		ПП-3 или ЭГП
Параметры устройства пуска	сила тока, А	2,2 (не более, ПП-3) 0,5 (не более, ЭГП)
	длительность эл. импульса, c	1,5 (не более, ПП-3) 0,008 (не более, ЭГП)
Давление газа-вытеснителя при температуре 20° C, МПа		5,5± 2,5 4,2 (+0,2) – для хладона 13В1				2,6± 0,1
Диапазон рабочих температур, ° C		-30…+50
Масса (без ГОТВ), кг		43,0 (не более)				61,0 (не более)
Габаритные размеры, мм		320х280х1438 (рама) 320х300х1438 (шкаф)				378х408х1730 (рама, шкаф)
Срок службы, лет		11,5

Таблица 4.12 – Тактико-технические и эксплуатационные характеристики модулей.

Показатели		Модули газового пожаротушения
		2МП(125-40-12)	2МП(150-80-12)	2МП(150-100-12)
Вместимость баллонов, л		40,0	80,0	100,0
Газовое огнетушащеее вещество (ГОТВ)		двуокись углерода, углекислотно-хладоновый состав (85% СО2 +15% хладон 114В2 по массе)
Максимальное количество ГОТВ, заряжаемое в модуль, кг	СО2	26,0	57,6	72,0
	углекислотно-хладоновый состав**	26,8	60,0	75,0
Рабочее давление, МПа		12,5	15,0
Время выпуска ГОТВ, с		60 (не более)
Эквивалентная длина, м		2,5 (не более)
Тип устройства пуска		электрический
Тип инициирующего устройства		ПП-3 или ЭГП
Параметры устройства пуска	сила тока, А	2,2 (не более, ПП-3) 0,5 (не более, ЭГП)
	длительность эл. импульса, c	1,5 (не более, ПП-3) 0,008 (не более, ЭГП)
Диапазон рабочих температур, ° C		-30…+50
Масса (без ГОТВ), кг		63,0 (не более)	98,0 (не более)	61,0 (не более)
Габаритные размеры, мм		378х408х1820 (рама, шкаф)	470х500х2200 (рама, шкаф)	470х500х1852 (рама, шкаф)
Срок службы, лет		11,5

Таблица 4.13 – Тактико-технические и эксплуатационные характеристики модулей.

Показатели		Модули газового пожаротушения
		МГПи (150-60-15) “Атака 2”	МГПи (150-80-15) “Атака 2”		МГПи (150-100-15) “Атака 2”
Вместимость баллона, л		60,0± 1,8	80,0± 2,5		100,0± 3,0
Газовое огнетушащеее вещество (ГОТВ)		СО2
Коэффициент заполнения ГОТВ, кг/л		0,41
Максимальное рабочее давление, МПа		15,0
Время выпуска ГОТВ, с		60 (не более)
Инерционность срабатывания модуля, с		2 (не более)
Коэффициент гидравлического сопротивления, м		11,0 (не более)
Тип устройства пуска		электрический, пневматический
Параметры устройства пуска	напряжение, В	24± 2
	сила тока, А	0,4…0,6
	длительность эл. импульса, c	0,5 (не менее)
	давление пневмопуска, МПа	3,0…15,0
Ресурс срабатываний, шт		5 (не менее)
Диапазон рабочих температур, ° C		-10…+50
Масса (без ГОТВ), кг		76,0 (не более)		96,0 (не более)		111,0 (не более)
Габаритные размеры, мм		b=320, h=1220 (не более)		b=320, h=1525 (не более)		b=320, h=1768 (не более)
Срок службы, лет		10

Установки газового (азотного) пожаротушения мембранного типа.

Установки газового (азотного) пожаротушения мембранного типа предназначены для тушения пожаров класса А (горение твёрдых веществ), В (горение жидких веществ) С (горение газообразных веществ). В основу действия положен принцип перевода атмосферы из зоны горения с объёмным содержанием кислорода 20% в зону негорения, где содержание кислорода менее 10%.

Используется в двух режимах:

поддержка состава атмосферы в состоянии исключающим возгорание;
немедленная подача азота к месту возгорания.

Для рассмотрения были выбраны следующие установки:

УПГ-2 "Гонг";
УПГ-10 "Гонг";
УПГ-20 "Гонг";
АПТ-М8;
АПТ-М12.

В таблицах 4.14, 4.15 приведены тактико-технические и эксплуатационные характеристики установок.

Таблица 4.14 – Тактико-технические и эксплуатационные характеристики установок.

Показатели	Установки газового (азотного) пожаротушения мембранного типа
Показатели	УПГ-2 "Гонг"	УПГ-10 "Гонг"	УПГ-20 "Гонг"
Объём накопительного пажаротушащего состава, м3	0,016	0,080	0,160
Расход постоянного подавления, м3/час	0,1	1,0	1,4
Давление рабочей смеси, кг/см2	8
Время непрерывной работы, час	20
Диапазон рабочих температур, С°	-10…+50
Срок службы, лет	10

Установки газового (азотного) пожаротушения и продувки инертным газом технологического оборудования АПТ предназначены для получения сухого азота из воздуха с целью его использования в тушении возгораний нефти, газового конденсата и нефтепродуктов, а также продувки технологического оборудования инертным газом.

Таблица 4.15 – Тактико-технические и эксплуатационные характеристики установок.

Показатели	Установки гозового (азотного)пожаротушения и продувки инертным газом технологического оборудования
Показатели	АПТ-М8	АПТ-М12
Рабочее давление воздуха, кгс/см2	6 (не менее)
Расход воздуха на входе в установку, нм3/час	20	30
Производительность установки по “Азотону”, нм3/час	8	12
Концентрация азота в “Азотоне”, %	96± 1
Давление азота на выходе из установки, кгс/см2	5,7	5,8
Давление азота в ресиверах, кгс/см2	4,5…5,5
Степень осушки азота (температура точки росы), ° С	-40…-50	-40
Режим работы	периодический/непрерывный
Диапазон рабочих температур, ° С	+10…+40
Габаритные размеры, мм	600х600х2000	нет данных
Масса, кг	100	нет данных
Срок службы, лет	5 (не менее)

4.4 Требования к разрабатываемой системе

4.4.1 Особенности пожарообнаружения на КС

Не все вещества могут быть использованы для тушения специфического горения углеводородного газа. Так, ведомственным нормативным документом ОАО «Газпром» ВРД 39-1.8-055-2002 использование пенообразователей и аэрозолей в условиях компрессорных станций имеет прямое запрещение. Практика эксплуатации установок пенного пожаротушения показала, что эффект от их применения не оправдывает затрат на монтаж, эксплуатацию и обслуживание системы. Опыт порошкового пожаротушения свидетельствует о неэффективности метода из-за сложной конфигурации внутрицехового размещения газоперекачивающих агрегатов и возникающей в связи с этим труднодоступности к отдельным локальным объемам. Это в свою очередь усложняет и удорожает монтаж, эксплуатацию и обслуживание порошковых систем, но не гарантирует стопроцентного покрытия площадей горения. Кроме того, порошок весьма гигроскопичен и требует специфических условий хранения, а его негативное воздействие на работоспособность и технический ресурс газоперекачивающего агрегата непредсказуемо и оценке не поддается. Использование аэрозолей для пожаротушения углеводородосодержащих сред имеет ряд серьезных недостатков, связанных с вторичной пожароопасностью, что делает невозможным их применение на взрывопожароопасных объектах. Применение воды также не имеет технологического смысла из-за лиофобности сред, их взаимной нерастворимости и существенно разной плотности. Кроме того, вода является электропроводящей средой. По этой же причине невозможно использование водяного пара, да к тому же его применение рекомендовано лишь для относительно замкнутых объемов необитаемых помещений.

Отсюда следует, что единственно приемлемым и отвечающим требованиям технологической эффективности пожаротушения на компрессорных станциях, является газообразное огнетушащее вещество, в частности, диоксид углерода СО2. Ориентация на технологию газового пожаротушения объективна еще и в связи с оснащенностью технической производственной базы, обеспечивающей снижение затрат на проведение ремонтных и профилактических работ, а также низкой стоимостью сжиженного диоксида углерода (10 руб./кг).

Для использования газового пожаротушения на компрессорных станциях, объем которых превышает 1000 м3 , целесообразно применение установок газового пожаротушения низкого давления на основе изотермических модулей (МИЖУ). Технологическая схема установки представлена на рис.1.Как видно из этого рисунка установка автоматического пожаротушения МИЖУ включает изотермический модуль с металлической емкостью 1 и низкотеплопроводной пенополеуретановой или пенопластовой оболочкой 2 для хранения жидкого диоксида углерода в объеме от 3 до 25 м3. В изотермическом модуле может храниться основной и резервный запасы СО2 при температуре окружающей среды от - 40 до +50°С. Время подачи 50 % огнетушащего вещества – не более 50 секунд. Инерционность срабатывания запорно-пускового устройства – не более 2 секунд. Кроме того, после ликвидации пожара или несанкционированного пуска, газовое огнетушащее вещество СО2 практически не оказывает вредного воздействия на защищаемое оборудование.

4.4 Требования ГОСТ Р 50969 к установкам объемного газового пожаротушения

ГОСТ 50969 распространяется на централизованные и модульные автоматические установки объемного газового пожаротушения (далее - установки[1]) и устанавливает общие технические требования к установкам и методы их испытаний[2].

Требования настоящего стандарта также могут использоваться при проектировании, монтаже, испытании и эксплуатации установок локального газового пожаротушения.

Разработку, приемку, техническое обслуживание и эксплуатацию установок следует проводить, помимо данного стандарта, в соответствии с требованиями ГОСТ 12.1.004, ГОСТ 12.1.019, ГОСТ 12.2.003, ГОСТ 12.2.007.0, ГОСТ 12.3.046, ГОСТ 12.4.009, ГОСТ 21128, ГОСТ 21752, ГОСТ 21753, ГОСТ 28130, СНиП 2.04.09, Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением, Правил устройства электроустановок, Правил эксплуатации электроустановок потребителей, Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей и технической документации, утвержденной в установленном порядке.

Установки по надежности электроснабжения должны быть обеспечены, как электроприемники 1-й категории согласно ПУЭ, за исключением электродвигателя компрессора. Установки следует относить к классу ремонтируемых изделий. Срок службы установок до капитального ремонта - не менее 10 лет.

Состав установки, размещение ее элементов и их взаимодействие должны соответствовать требованиям проекта на установку и технической документации на ее элементы. Оборудование, изделия, материалы, ГОС и газы для их вытеснения, применяемые в установке, должны иметь паспорт, документы, удостоверяющие их качество, срок сохраняемости и соответствовать условиям применения и спецификации проекта на установку. По исполнению и категории размещения в части воздействия климатических факторов внешней среды установки должны соответствовать ГОСТ 15150 и условиям эксплуатации.

Сосуды (сосуды различного конструктивного исполнения, баллоны, установленные отдельно или в батареях и т.п.), применяемые в установках пожаротушения, должны соответствовать требованиям Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением.

Установки должны быть обеспечены устройствами контроля количества ГОС и давления газа-вытеснителя[3] .

В установках следует использовать ГОС, разрешенные к применению в установленном порядке. В качестве газа для вытеснения ГОС следует применять воздух, азот, инертные газы и их смеси. Точка росы для воздуха должна быть не выше минус 40С. Наполнение сосудов ГОС и газом-вытеснителем по массе (давлению) должно соответствовать требованиям проекта на установку и технической документации на сосуды, ГОС, а также условиям их эксплуатации. Для баллонов одного типоразмера в установке расчетные значения по наполнению ГОС и газом-вытеснителем должны быть одинаковые.

Централизованные установки, кроме расчетного количества ГОС, должны иметь 100%-ный резерв. Запас ГОС в централизованных установках не является обязательным.

Модульные установки, кроме расчетного количества ГОС, должны иметь 100%-ный запас. В этом случае резерв ГОС не является обязательным и, наоборот, при наличии в модульной установке резерва ГОС запас ГОС для этой установки не является обязательным. Запас ГОС следует хранить на объекте в баллонах, аналогичных баллонам установок и он должен быть подготовлен к монтажу в установки. Размещение резерва (запаса) ГОС в защищаемом помещении не рекомендуется. При наличии на объекте нескольких модульных установок общий запас ГОС допускается иметь в объеме, достаточном для полной замены баллонов каждого типоразмера в любой из установок, применяемых на объекте.

Масса ГОС и давление газа-вытеснителя в каждом сосуде установки, включая сосуды с резервом ГОС в централизованных установках и баллоны с запасом или резервом ГОС в модульных установках, должна составлять не менее 95% их расчетных значений. Допускается контролировать только давление ГОС, которые в условиях эксплуатации установок являются сжатыми газами.

Трубопроводы подачи ГОС и их соединения в установках должны обеспечивать прочность при давлении не менее 1,25 Р , а для побудительных трубопроводов и их соединений - не менее 1,25 Р (Р - максимальное давление ГОС в сосуде в условиях эксплуатации; Р - максимальное давление газа (воздуха) в побудительной системе).

Побудительные трубопроводы и их соединения в установках должны обеспечивать герметичность при давлении не менее Р (4.17).

При пневматических испытаниях трубопроводов обстукивание их не допускается. Пневматические испытания на прочность не допускаются для трубопроводов, расположенных в помещениях при наличии в них людей или оборудования, которое может быть повреждено при разрушении трубопровода.

В установках на участках трубопроводов, где возможно образование замкнутых полостей для сжиженных ГОС, рекомендуется предусматривать предохранительные устройства для безопасного сброса ГОС. Давление срабатывания предохранительных устройств должно составлять 1,25 Р .

Средства электроуправления установок должны обеспечивать:

а) автоматический и ручной дистанционный пуск;

б) отключение и восстановление автоматического пуска;

в) автоматическое переключение электропитания с основного источника на резервный при отключении напряжения на основном источнике;

г) контроль исправности (обрыв, короткое замыкание) шлейфов пожарной сигнализации и соединительных линий;

д) контроль исправности (обрыв) электрических цепей управления пусковыми элементами;

е) контроль давления в пусковых, баллонах и побудительных трубопроводах;

ж) контроль исправности звуковой и световой сигнализации (по вызову);

з) отключение звуковой сигнализации;

и) формирование и выдачу командного импульса для управления технологическим и электротехническим оборудованием объема, вентиляцией, кондиционированием, а также устройствами оповещения о пожаре.

Электрооборудование и трубопроводы установок должны быть заземлены (занулены). Знак и место заземления принимаются по ГОСТ 21130.

Установки должны обеспечивать концентрацию ГОС в объеме защищаемого помещения не ниже нормативной. Продолжительность подачи ГОС должна соответствовать требованиям действующих нормативных документов.

Установки должны обеспечивать время срабатывания (без учета времени задержки выпуска ГОС, необходимого для эвакуации людей, остановки технологического оборудования и т.п.) не более 15 с.

Задержка выпуска ГОС в защищаемое помещение при автоматическом и ручном дистанционном пуске на время, необходимое для эвакуации из помещения людей, должна быть не менее 10 с с момента включения в помещении устройств оповещения об эвакуации.

Время полного закрытия заслонок (клапанов) в воздуховодах вентиляционных систем в защищаемом помещении не должно превышать времени задержки выпуска ГОС в это помещение.

В защищаемом помещении, а также в смежных, имеющие выход только через защищаемое помещение, при срабатывании установки должны включаться устройства светового (световой сигнал в виде надписей на световых табло "Газ - уходи!" и "Газ - не входить!") и звукового оповещения в соответствии с ГОСТ 12.3.046 и ГОСТ 12.4.009.

В помещении пожарного поста или другом помещении с персоналом, ведущим круглосуточное дежурство, должны быть предусмотрены световая и звуковая сигнализации в соответствии с требованиями СНиП 2.04.09.

Установки должны быть оснащены устройствами местного пуска. Пусковые элементы устройств местного включения установок, в том числе распределительных устройств, должны иметь таблички с указанием наименований защищаемых помещений.

Размещение устройств дистанционного пуска, отключения автоматического пуска установок при открывании дверей, а также восстановления режима автоматического пуска установок должно соответствовать требованиям СНиП 2.04.09[4]. Устройства восстановления режима автоматического пуска установок допускается размещать у входов в защищаемые помещения при наличии ограждения, предотвращающего доступ к ним посторонних лиц.

Устройства дистанционного пуска установки должны быть расположены вне защищаемого помещения у эвакуационных выходов из него и должны быть защищены в соответствии с ГОСТ 12.3.046 и ГОСТ 12.4. 009. В модульных установках местный пуск не является обязательным. При наличии в модульных установках устройств местного пуска они должны быть расположены вне защищаемого помещения и иметь надежную защиту от несанкционированного доступа к ним.

Насадки установок должны быть размещены и ориентированы в пространстве в соответствии с проектом на установку и технической документацией на насадки. При расположении в местах возможного их повреждения они должны быть защищены. Не допускается использовать насадки, имеющие трещины, вмятины и другие дефекты, влияющие на их работоспособность.

Установки должны быть обеспечены запасом пожарных извещателей и спринклерных оросителей для побудительной системы не менее 10% от числа смонтированных. Запрещается устанавливать взамен вскрывшихся спринклерных оросителей и неисправных насадков пробки и заглушки, а также насадки, не соответствующие проекту на установку.

Запорные устройства (вентили, краны) должны быть снабжены указателями (стрелками) направления потока газа (жидкости) и надписями "ОТКР." и "ЗАКР." и исключать возможность случайного или самопроизвольного включения и выключения установки.

Наружные поверхности трубопроводов, кроме резьб и уплотнительных поверхностей, должны быть покрыты защитной краской . Окраска составных частей установок, включая трубопроводы, как правило, должна соответствовать требованиям ГОСТ 12.4.026. Трубопроводы установок и баллоны модульных установок, расположенные в помещениях, к которым предъявляются особые требования по эстетике, могут быть окрашены в соответствии с этими требованиями. Окраска насадков, пожарных извещателей и термочувствительных элементов в побудительных системах не допускается.

Испытания установки следует проводить согласно требованиям данного стандарта, Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением, Правил устройства электроустановок, Единых правил безопасности при взрывных работах, СНиП 3.05.05, ВСН 394, ВСН 25-09.67, РД 78145, технической документации на элементы установки и проектной документации на установку.

На период проведения испытаний должны быть предусмотрены мероприятия, обеспечивающие пожарную безопасность защищаемого объекта.

Испытания установок должны проводить предприятия (организации), эксплуатирующие установки с привлечением, при необходимости, сторонних организаций и оформляться актом.

При приемке установок в эксплуатацию монтажная и наладочная организации должны предъявить:

- исполнительную документацию (комплект рабочих чертежей с внесенными в них изменениями);

- паспорта или другие документы, удостоверяющие качество изделий, оборудования и материалов, примененных при производстве монтажных работ.

Испытания следует проводить:

- перед сдачей установок в эксплуатацию;

- в период эксплуатации не реже одного раза в 5 лет (кроме испытаний по 4.9-4.11[5]: на время срабатывания, продолжительность подачи ГОС и нормативную концентрацию ГОС).

Кроме того, испытание следует проводить в сроки, установленные технической документацией на сосуды (баллоны, модули).

К работе с установкой должны допускаться лица, прошедшие специальный инструктаж и обучение безопасным методам труда, проверку знаний правил безопасности и инструкций в соответствии с занимаемой должностью применительно к выполняемой работе согласно ГОСТ 12. 0.004.

Действия персонала в помещениях, в которые возможно перетекание ГОС при срабатывании установок, должны быть указаны в инструкциях по технике безопасности, применяемых на объекте.

Входить в защищаемое помещение после выпуска в него ГОС до момента окончания проветривания разрешается только в изолирующих средствах защиты органов дыхания.

4.5 Функции и требования к проектируемой системе

Основные требования сформулированы в рекомендациях отраслевого подразделения, обеспечивающего координацию единой технологической политики в области противопожарной защиты (ООО «Газобезопасность») и определяют их приоритетность при выборе установок автоматического пожаротушения:

– технологическая эффективность пожаротушения;

– надежность срабатывания;

– малая инерционность;

– унифицированность;

– простота обслуживания;

– оптимальная стоимость.

Как видно, первым приоритетом выбора автоматической установки пожаротушения является технологическая эффективность ликвидации очага горения.

Для эффективности срабатывания установка пожаротушения оснащается системой раннего обнаружения пожара, основу которой составляет исполнительное устройство, обеспечивающее автоматическое включение установки пожаротушения. Поскольку процесс горения в помещениях газотранспортных производств сопровождается высокой скоростью распространения пламени и быстрым нарастанием температуры, система исполнительного устройства должна иметь комплексное оснащение, состоящее из извещателей пламени и тепловых пожарных извещателей в сочетании с другими системами пожарной безопасности, включающими контроль загазованности, вентиляции, аварийной остановки газоперекачивающих агрегатов и тревожного оповещения работающего персонала.

Таким образом, современная автоматическая система противопожарной защиты и контроля загазованности компрессорной станции представляет собой многоуровневый и многофункциональный комплекс, способный выполнять полный цикл противопожарной защиты:

обнаружение пожара при помощи высокочувствительных датчиков;
сбор информации с датчиков в систему автоматизированного управления противопожарной защиты,
определение месторасположения очага пожара;
оповещение оператора и эксплуатационному персонала;
запуск автоматической системы пожаротушения;
локализацию и ликвидацию пожара;
обнаружение содержания недопустимого уровня газа в защищаемом объеме и оповещение об этом эксплуатационного персонала.

4.6 Постановка задачи на дипломное проектирование

4.6.1 Разработка структурной схемы системы приема, хранения и отпуска метанола

В результате проведенного анализа существующей системы противопожарной защиты компрессорного цеха в структурной схеме системы управления компрессорным цехом, планируется провести модернизацию по следующим пунктам:

Выбрать и установить автономную АСУ станции пожаротушения (в дальнейшем АСУ станции пожаротушения);
Заменить датчики пожарообнаружения на более современные;
Установить датчики загазованности;
Установить систему локального голосового оповещения о возгорание и превышении допустимой концентрации газа;
Реализовать связь между АСУ станции пожаротушения и диспетчерским пунктом.

Структурная схема представлена на рисунке 4.4.

Рисунок 4.4 – Структурная схема

Согласно модернизации структурной схемы управления компрессорным цехом сигналы полученные с датчиков пожарообнаружения и датчиков загазованности отправляются на АСУ станции пожаротушения, где производится мониторинг пожарной обстановки, также данные с датчиков поступают на диспетчерский пункт. В случае возникновения пожара или превышении допустимого уровня концентрации загазованности срабатывает автоматическое газовое пожаротушение и оповещение.

В состав модулей модернизации войдут:

Датчики пожарообнаружения которые в свою очередь включают ряд специализированных датчиков:
- Пожарные извещатели пламени - извещатель, реагирующий на электромагнитное излучение пламени или тлеющего очага.
- тепловые пожарные извещатели – извещатель, реагирующий на повышения температуры в охраняемом помещении и передачи сигнала о пожаре приемно-контрольному прибору.
Датчики загазованности предназначены для автоматического непрерывного контроля до-взрывоопасных концентраций многокомпонентных воздушных смесей горючих газов и паров, а так же оповещение при превышении заданного уровня концентрации взрывоопасных и токсичных паров.
АГПТиО – непосредственно система пожаротушения и оповещения, включает в себя:
- Установку газового пожаротушения;
- Голосовое устройство оповещения о пожаре и превышение концентрации газа – устройство позволяющее проинформировать весь персонал объекта в случае возникновения пожарной опасности или превышении заданного уровня концентрации взрывоопасных и токсичных паров, а также передать необходимые инструкции для обеспечения максимально безопасной и оперативной эвакуации.

Будет реализована помехазащищенная связь между АСУ станции пожаротушения и диспетчерским пунктом.

В связи с тем, что существующие на сегодняшний день системы либо обладают избыточной, либо недостаточной функциональностью, нужно определиться с функциями, которые должна выполнять разрабатываемая система.

Функции проектируемой системы:

контроль уровня метанола в резервуарах и отданного метанола, с помощью цифровых датчиков уровня жидкости;
контроль давления в трубопроводе на линиях поршневых и центробежных насосов, с помощью датчиков давления;
контроль давления вакуума в вакуумной емкости, с помощью датчиков давления;
сбор информации с датчиков давления и уровня;
сравнение показаний, снятых с датчиков, с установленными уровнями;
сброс давления на линии поршневых насосов с помощью предохранительного клапана;
исключение движения потока метанола из РВС с помощью обратного клапана;
прием, хранение и выдача метанола из РВС;
перекачка метанола из ж/д цистерн и вакуумной установки, отпуск в авто цистерны в автоматическом режиме;
откачка метанола и отпуск метанола на БСМ в автоматическом режиме;
перекрытие или направление потока метанола в автоматическом режиме;
создание вакуума в сливном коллекторе в автоматическом режиме;
выработка и подача управляющих сигналов на запорное оборудование, насосы, аварийную сигнализацию в автоматическом режиме;
контроль работоспособности отдельных блоков, насосов, задвижек, измерительных устройств;
включение аварийной сигнализации в случае аварийной ситуации;
автоматическое отключение всех насосов и закрытие задвижек, в случае появления аварийной ситуации;
возможность выбора режима работы системы: прием, хранение и отпуск метанола;
вывод информации о режиме работы системы, уровне метанола в резервуарах, неисправностях и аварийной сигнализации на ЖК дисплей;

4.6. 2 Постановка задачи

Изучить структуру, технологическую схему существующей системы противопожарной защиты компрессорного цеха ООО «Самара трансгаз»;
Проанализировать применяемое оборудование;
Определить основные технические требования модернизации системы противопожарной защиты и контроля загазаванности;
Обосновать и выбрать аппаратные средства вычислительной техники для реализации заданных технических требований;
Разработать классификацию и дать характеристику датчиков, применяемых в системах противопожарной защиты;
Провести сравнительный анализ и выбор устройств, обеспечивающих выполнение функций проектируемой системы;
Разработать структурную схему модернизации системы противопожарной защиты компрессорного цеха;
Разработать электрическую схему подключения устройств;
Разработать алгоритмы управляющей программы;
Рассчитать показатели надежности проектируемой системы;
Предусмотреть меры безопасности труда;
Рассчитать основные экономические показатели системы.

Заключение

Цель преддипломной практики является завершающей стадией учебного процесса, проводится на промышленном предприятии.

В результате прохождения преддипломной практики были выполнены все поставленные задачи:

Изучена история развития предприятия и его структура;
Приобретены знания о профессиональной деятельности предприятия:

описана структура предприятия;
определены основные задачи, решаемые на предприятии;
обоснована актуальность предварительной темы ВКР;
собрана информация о том, как решается рассматриваемая задача на аналогичных предприятиях;
проанализирована существующая систему противопожарной защиты компрессорного цеха ООО «Самара трансгаз»;

По доступным материалам предприятия, периодическим изданиям, материалам библиотеки и Интернет собрана информация по методам и средствам противопожарной защиты компрессорного цеха.
Уточнена тему дипломного проекта.
Сформулирована постановка задачи на дипломное проектирование.
Определены основные технические требования модернизации системы противопожарной безопасности компрессорного цеха;
Разработана структурная схема аппаратных средств системы.
Подготовить отчет по практике.

Список использованных источников

Давис А., Щербицкис И., Хан С.А., Арутюнов А.Е., Бузинов С.Н., Семенов О.Г., Газовая промышленность. – М.:2008 – 336 с.
Эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов. М: изд. РГУ Нефти и газа им. Е.М. Губкина; 1999.
Воронецкий А.В. Современные компрессорное станции. – М.: ООО «Премиум Инжиниринг», 2009. – 446 с.: ил. – (Промышленный инжиниринг)
Основы технологии добычи газа. - М.: ОАО "Издательство "Недра", 2003. - 880 с.: ил.
Алиев Р.А. Компрессорные станции магистральных газопроводов, 2003. – 60 с
Баратов А.Н., Иванов Е.Н. Пожаротушение на предприятиях химической и нефтегазоперерабатывающей промышленности. – М.: Химия, 1979
Рагимов Р.Р. Основы пожарной безопасности объектов (организаций, предприятий, учреждений). Учебное пособие. – Ростов-на-Дону: РГУ, 2006.
Под общ. ред. Копылова Н.П. Проектирование водяных и пенных автоматических установок пожаротушения. – Мтр.: ВНИИПО МЧС РФ, 2002.
Выбор современных способов противопожарной защиты компрессорных станций на объектах транспорта газа европейского Севера/ Шкрум Ф.А., Абрамов И.В., Быков А.И. // Пожарная автоматика: журнал - Москва, 2008.
Автоматические установки пожаротушения, применяемые для защиты компрессорных станций и установок комплексной подготовки газа/ Щеголев А.П.// Пожарная автоматика: журнал - Москва, 2011.
Концепция обеспечения пожарной безопасности объектов ОАО «Газпром» / Тагиев Р.М.// Пожарная автоматика: журнал - Москва, 2008.
Автоматические системы пожаротушения и пожарной сигнализации. Правила приемки и контроля: Методические рекомендации. - М.: ВНИИПО, 1999. -121 с.
ГОСТ 4.106-83. Газовые огнетушащие составы. Номенклатура показателей.
ГОСТ Р 50969-96. Установки газового пожаротушения автоматические. Общие технические требования. Методы испытаний.
ГОСТ 12.1.004-90. Пожарная безопасность. Общие требования.
ГОСТ 12.3.046-91. Установки пожаротушения автоматические. Общие технические требования.
http://www.kubpoj.ru/produkciia/chasti_sostavnye_ustanovok_pojarotushenia/moduli_gazovogo_pozharotusheniia/
http://www.kubpoj.ru/produkciia/chasti_sostavnye_ustanovok_pojarotushenia/ustanovki_gazovogo_azotnogo_pozharotusheniia_membrannogo_tipa/
http://www.analitpribors.ru/SGOES.html
http://www.analitpribors.ru/DAK.html
http://www.analitpribors.ru/DAT-M.html
http://www.analitpribors.ru/DGO.html
http://www.kubpoj.ru/produkciia/sredstva_signalizacii/izveshateli_pozharnie_avtomaticheskie_kombinirovannie
http://www.kubpoj.ru/produkciia/sredstva_signalizacii/izveshateli_pozharnie_avtomaticheskie_dimovie
http://www.kubpoj.ru/produkciia/sredstva_signalizacii/izveshateli_pozharnie_avtomaticheskie_plameni

[1] Установки, разработанные или реконструированные после введения в действие настоящего стандарта.

[2] Методы испытаний предназначены для проверки установок, в которых применяют вновь разработанные оборудование, вещества, изделия, материалы.

Требования настоящего стандарта также могут использоваться при проектировании, монтаже, испытании и эксплуатации установок локального газового пожаротушения.

[3] установки, в которых ГОС в условиях эксплуатации являются сжатым газом, допускается обеспечивать только устройствами контроля давления

[4] с 01.01.2002 - НПБ 88, - прим. авт.

[5] Испытания не являются обязательными. Необходимость проверки определяет заказчик или, в случае отступления от норм проектирования, влияющих на проверяемые параметры, должностные лица органов управления и подразделений Государственной противопожарной службы при осуществлении государственного пожарного надзора

Скачать: moy-otchet1.doc

Категория: Отчеты по практике

Уважаемый посетитель, Вы зашли на сайт как незарегистрированный пользователь.
Мы рекомендуем Вам зарегистрироваться либо войти на сайт под своим именем.

Привет студент

Наверх