Регулирующие клапаны fcv должны закрываться при концентрации газа в помещении газоманифольда
Выбор регулирующего клапана с пневмоприводом ВО или ВЗ ( подача командного воздуха открывает или закрывает проходное сечение клапана) должен производиться, исходя из условий его работы с учетом обеспечения безопасности в случае прекращения подачи сжатого воздуха. Поэтому, например, клапаны на линиях подвода внешних теплоносителей в ректификационную колонну должны быть ВО, на подаче в качестве хладоносителей воды - ВЗ, а хладагента - ВО. В этом случае при прекращении подачи сжатого воздуха давление в колонне не будет возрастать до недопустимых пределов и не произойдет переполнение аппарата жидким хладагентом, представляющее опасность для компрессора. В каждом конкретном случае тип клапана выбирается на основе тщательного анализа ситуаций, которые могут возникать при нарушениях нормального процесса производства. [2]
Выбор регулирующих клапанов должен призводиться по специальным техническим указаниям или соответствующим каталогам. [3]
Выбор регулирующего клапана для этого случая представляет большие трудности. Так как фильтр постепенно зарастает твердыми частицами, поток жидкости через клапан будет изменяться в широких пределах и может потребоваться шток клапана с логарифмической характеристикой. [5]
Выбор регулирующих клапанов должен производиться по специальным техническим указаниям или соответствующим каталогам. [6]
Выбор регулирующего клапана производится таким образом, чтобы при полном открытии клапана и перепаде давления на клапана 0 7 кГ / см2 обеспечить расход 600 л / мин. [7]
При выборе регулирующего клапана следует учитывать характер его работы. [8]
При выборе регулирующего клапана следует учитывать характер его работы. Например, если требуется установить клапан для регулирования давления пара, поступающего в объект, и он устанавливается на главном трубопроводе, то клапан должен быть прямого действия. Выполнение этого условия предусматривает бесперебойную подачу пара в объект в случае порчи клапана. При регулировании подачи газа к печам, наоборот, следует установить клапаны обратного действия. В этом случае при порче регулятора клапан приоткроет доступ топливного газа в печь. В месте установки регулирующих клапанов необходимо предусматривать обводные линии, чтобы на случай неисправности клапана иметь возможность пропустить поток, минуя неисправный участок. [9]
Расчет и выбор регулирующего клапана регулятора производительности делается аналогично расчету и выбору клапанов регуляторов давления. [10]
В конечном итоге выбор регулирующего клапана из числа серийно выпускаемых по его гидравлическим параметрам сводится к выбору вида пропускной характеристики ( линейной или равнопроцентной) и его условного диаметра прохода Dy. Условный диаметр прохода Dy регулирующего клапана определяется по требуемому значению KVy, которое находится из условия Куу 1 2 Kv макс где Kv макс - наибольшее рабочее ( требуемое расчетное) значение Kv при полном подъеме плунжера. [11]
Серьезные затруднения возникают при выборе регулирующего клапана для соляной кислоты из-за ее большой агрессивности и сравнительно малого расхода. Требуется применение специальных коррозионноустойчивых клапанов. [12]
Оба принципа этих классификаций применены для выбора регулирующих клапанов . [13]
Одной из задач автоматизации проектирования систем управления технологическими процессами является задача разработки машинных методов выбора регулирующих клапанов . [14]
Программа расчетов составлена применительно к вертикальным и горизонтальным системам, присоединенным к наружным теплопроводам по зависимой схеме с применением водоструйного элеватора. Программа предусматривает гидравлический расчет систем с равными и неравными перепадами температуры воды в стояках; тепловой расчет отопительных приборов; выбор регулирующих клапанов , контрольно-измерительных приборов ( КИП), регулятора давления; подбор элеватора; составление спецификаций на трубы, арматуру, отопительные приборы, КИП. [15]
Структурная схема куста нефтедобычи. Характеристика технологического оборудования распределения газа. Техническое обоснование выбора средств автоматизации и схемы внешних соединений. Устойчивость системы параметрами составных звеньев регулирования.
| Рубрика | Производство и технологии |
| Вид | курсовая работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 24.03.2014 |
| Размер файла | 56,7 K |
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Министерство энергетики Российской Федерации
Государственное образовательное учреждение
среднего профессионального образования
Нижневартовский нефтяной техникум
по предмету: АСУ ТП
на тему: Автоматизация газоманифольда куста нефтедобычи
Студента очного отделения
Иванов Иван Иванович
Нижневартовск 2004 г.
Нефтедобыча- это основная отрасль развития экономики России и других государств. Это отрасль требует больших капиталовложений, материальных ресурсов, прежде чем будет получена прибыль от добытой нефти. Поэтому сокращение затрат на добычу 1 т. нефти - это основная задача НГДУ. Самое главное поддерживать дебит скважин. По мере эксплуатации дебит жидкости падает, так как уменьшается пластовое давление. Чтобы поддерживать его (пластовое давление) необходимо закачивать в пласт воду. Другие способы - это механизировать добычу. Для этого применяют насосы ( ЭЦН- электрический центробежный насос, ШГН- штанговый глубинный насос), газлифтный способ добычи.
Данный проект отражает принцип газлифтной добычи и автоматизацию этого способа. нефтедобыча газ автоматизация
Основной принцип - закачивается газ (попутный) в затрубное пространство скважины. Выходит газ по эксплуатационной трубе, захватывая из пласта нефть. Основная задача АСУ ТП в работе газомонифольда- оптимизировать подачу газа в пласт. Большой или маленький расход закачиваемого газа, это не рационально добытая нефть. Необходимо закачивать газ с таким расходом, чтобы добытая нефть была наибольшей на единицу расхода газа, т.к. за газ надо платить Компрессорной Станции. Эту задачу выполняет автоматика ГРМ и БТМА.
1. Исходные данные
1.1 Структурная схема куста нефтедобычи
На схеме наглядно представлены все скважины по типу добычи.
Скважина номер №1 - газлифтная. Газораспределительный блок называют газомонифольд (далее ГРМ). В ГРМ подается газ под высоким давлением 10,5МПа с КС (компрессорная станция). На компрессорной станции газ осушается, очищается и по трубопроводу подается в Газораспределительные монифольды.
Скважина номер №4 - нагнетательная. С Водораспределительного блока в скважину подается вода под большим давлением, для создания пластового давления, которое поддерживает работу других фонтанных скважин. В Водораспределительном блоке, на 4х отводах установлены четыре датчика расхода воды типа ДРС, задача которых контролировать расход (приемистость скважин). Замеренный дебит воды передается в Блок контроля и управления и далее на верхний уровень по линии связи (по радиосвязи) на ДП (диспетчерский пункт).
На Диспетчерском пункте идет обработка всех данных, производится анализ этих данных и делается вывод о работе технологического оборудования об оптимальности режима эксплуатации механизированной, газлифтной, водяной скважин. При необходимости меняются параметры работы технологического оборудования для достижения оптимального режима добычи нефти.
Блоки Дозирования реагентов №1 и №2 необходимы для подачи реагента и трубопроводы газомонифольда. Реагент служит для предотвращения появления конденсатных пробок.
Трансформаторная подстанция - для питания приборов, электроустановок, отопления и освещения технологических блоков.
1.2 Технология распределения газа
Распределение газа по выходным линиям производится в технологическом блоке распределения газа ГРМ. В блоке ГРМ
К распределительному коллектору подключено восемь газовых линий, по которым газ подается в скважины с 1 по 8 . Все линии абсолютно одинаковы, и поэтому нет смысла повторяться, а достаточно описать лишь первую линию. На первой линии установлен шаровой кран 2. После шарового крана установлена диафрагма к которой подключен датчик расхода для контроля расхода газа по линии №1. Далее установлен регулирующий клапан с электроприводом, который регулирует расход газа по линии №1 по команде с второго уровня автоматизации. После регулирующего клапана установлены манометры (показывающий и дистанционный) для контроля давления на устье скважины и режима закачки. На выходе газовой линии №1 установлен шаровой кран для технологического ремонта. Также, для технологического ремонта, предусмотрена байпасная линия или линия на свечу.
В ГРМ проложены две линии для подачи реагента до регулятора расхода и после. На каждой линии установлены технологические манометры и микрофильтры.
В ГРМ установлена вентиляторная установка, которая включается от датчика загазованности и в ручном режиме с блокировкой на открытие двери.
В ГРМ установлены обогреватели электрические и осветительная арматура.
1.3 Характеристика технологического оборудования
1. Буквенное и цифровое обозначение, записываемое в кружке, символизирует схему измерения в технологической схеме процесса, или же рядом с чертежном обозначением, которое служит для идентификации оборудования управления процессом схем измерения или регулирования.
2. Первая цифра проектного обозначения указывает на то, что измерительная схема к какому технологическому узлу относится.
3. устройство распределения газа
4. блок водораспределения
5. блок дозирования реагента
6. нефтяные скважины
8. трансформаторная подстанция
9. блок управления
Вторая цифра проектного обозначения указывает на измеренный параметр:
3. количество (дебит)
5. газовая опасность
6. сигнализация, управление
Третья цифра проектного обозначения указывает на число ответвления скважин у устройства ГРМ
Первая буква в проектном обозначении схем измерения, регулирования, управления, сигнализации обозначает измеренный параметр.
Использованные буквы и их значение:
Е- электрический параметр
F- расход, количество
G- сигнализация положения, управление
S- управление, сигнализация
Y- распределение питания
Остальные буквы проектного обозначения обозначают функции измерительной схемы и схемы регулирования:
А- сигнализация, аварийная сигнализация
Регулирующие клапана (8шт.) с электроприводом на выходных линиях FIRC 131- FIRC 138 тип FCV c рабочим давлением до 16,0МПа с ВЗО тип 20571 A KT I -Ex - взрывозащищенная оболочка, 220V.
Технологические манометры с пределом шкалы до 160кгс/см2 с обозначеним на схеме PI 120 - PI 129.
Электрические датчики перепада давления (расхода газа) FIRC 131 -FIRC 139 тип KAR- TRAN , вид защиты Ex des IIB T6, напряжение питания 14-45 В, помещение В-1А, выходной сигнал 4---20мА, рабочее давление до 16,0МПа
Все вентиля, клемные коробки, шаровые краны рассчитаны на рабочее давление до 16,0МПа.
Все электрооборудование имеет защиту- взрывобезопасная оболочка.
1.4 Параметры автоматизации
Основной параметр автоматизации в ГРМ- это автоматическая регулировка расхода газа по линиям до заданной уставки. Уставка определяется расчетным путем технологом нефтепромысла. Уставка - это например 1800м3/в сут. Этот параметр регулируют регуляторы расхода FCV по команде с терминала до равенства расхода газа по линии с ее установочном расходом.
Параметр - расхода газа по линиям контролируется терминалом. Этот контроль обеспечивают датчики расхода газа, установленные на линиях 1-8, 9. Выходной сигнал 4--20мА.
Параметр - давление газа на линиях ГРМ и на входе ГРМ контролируется терминалом для оценки режима закачки газа, контроля аварии в ГРМ. По высокому или низкому давлению терминал дает команду на закрытие регуляторов FCV и MOV. Выходной сигнал датчиков 4--20мА.
Параметр - загазованность в ГРМ контролируется детектором загазованности QISA 150. Терминал контролирует загазованности в ГРМ. При 10% НПВ (нижний предел взрываемости) концентрации включается вентилятор, и если концентрация доходит до 60%НПВ - дается команда на закрытие регуляторов и МОV и блокируется открытие входной двери.
Параметр температура в помещении ГРМ контролируется терминалом. При понижении температуры ниже -20 С , терминал прекращает регулирование по скважинам.
2. Техническая часть
2.1 Выбор и обоснование выбора средств автоматизации
К эксплуатации во взрывоопасных зонах допускаются электро-оборудование (машины, аппараты, устройства), контрольно-измерительные приборы, электрические светильники, средства блокировки, телефонные аппараты и сигнальные устройства к ним, устанавливаемые во взрывоопасных зонах 0, 1, и 2, должны быть выполнены во взрывозащищенном исполнении и иметь уровень взрывозащиты не ниже для данной зоны, вид взрывозащиты - соответствовать категории и группе взрывоопасной среды.
На каждый тип взрывозащищенного электрооборудования зарубежного производства должно предоставляться свидетельство (сертификат) Российской испытательной организации о его соответствии действующим в Российской Федерации нормативным требованиям в условиях его эксплуатации во взрывоопасной зоне. На применение такого оборудования должно быть разрешение Госгортехнадзора России.
Стандарты, использованные при разработке проектной документации:
Венгерский стандарт MZA172. Правила по защите от прикосновения сильноточного электрического оборудования с напряжением не более 100В.
Венгерский стандарт MSZ1600. Правила по технике безопасности установки сильноточного электрического оборудования с напряжением не более 1000В.
Венгерский стандарт MSZ 4814. Взрывоопасные электрические изделия.
Применяются два типа клапанов: с малым седлом, имеющие линейную характеристику.
Этот тип применяется при расходах от 900 до 18000м3/сут.
Как следует из характеристики, одинаковые воздействия на клапан приводят к одинаковым изменениям расхода на всем диапазоне работы клапана с большим, седлом имеющим экспоненциальную характеристику.
Этот тип применяется при расходах от 54000 до 108000м3/сут.
Как следует из характеристики, одинаковые воздействия на клапан приводят к различным изменениям расхода на всем диапазоне работы клапана.
2.2 Функциональная схема автоматизации
Функциональная схема автоматизации представлена в графической части. Она представляет собой расположение приборов КИП и А на технологическом оборудовании ГРМ.
Регулирующие клапана (8шт.) с электроприводом на выходных линиях FIRC 131- FIRC 138 тип FCV c рабочим давлением до 16,0МПа с ВЗО тип 20571 A KT I -Ex - взрывозащищенная оболочка, 220V. В процессе работы управляется в местном режиме автоматическим регулятором ASM, и телемеханикой АСУ ТП (терминалом).
Электрические датчики перепада давления (расхода газа) FIRC 131 -FIRC 139 тип KAR- TRAN , вид защиты Ex des IIB T6, напряжение питания 14-45 В, помещение В-1А, выходной сигнал 4---20мА, рабочее давление до 16,0МПа. В процессе работы контролируются в местном режиме Регистратором, индикатором ASM и телемеханикой АСУ ТП (терминалом).
2.3 Схема внешних соединений
Схема внешних соединений представлена на чертеже в графической части проекта.
Во взрывоопасных зонах любого класса применение неизолированных проводников запрещается.
Во взрывоопасных зонах класса В-1, В-1а должны применяться провода и кабели с медными жилами.
Кабеля с полиэтиленовой оболочкой запрещены к применению во взрывоопасной зоне. Поэтому все кабеля внешних соединений технологических объектов на нефтяном кусту должны быть типа КВВГ, т.е. с медными жилами. Все кабеля, как силовые, так и контрольные проложены на эстокаде, кабели не должны иметь повреждения ни верхней оболочки ни бронезащиты. Кабель должен быть цельным и не иметь переходных коробок без взрывозащиты. В процессе эксплуатации контролируются вся кабельная продукция на целостность, на петлю фаза-нуль, заземление экранов кабеля.
Во взрывоопасных зонах любого класса подлежат заземлению все электрические аппараты и приборы при всех напряжениях переменного и постоянного токов.
Нулевые защитные проводники во всех звеньях сети должны быть проложены в общих оболочках, трубах, коробках пучках с фазными проводниками.
2.4 Схема АСУ ТП первого уровня
Схема АСУ ТП первого уровня представляет собой: приборы КИП и А, установленные в ГРМ на распределительной трубной и вентильной арматуре, контролирующие технологический процесс закачки газа в скважину и их связь с приборами КИП и А, установленные в БТМА (блок телемеханики и местной автоматики).
Показывающие приборы представляют собой миллиамперметры с прямой шкалой, показывающие температуру помещения, газа, давления на линиях и в общем (входном) коллекторе.
Регистратор многоканальный предназначен для контроля и записи измеренных параметров на перфоленту в пределах 4-20 мА:
Автоматический регулятор расхода газа предназначен для контроля:
установленного значения расхода газа по линии ГРМ.
Автоматический регулятор имеет релейный выход на открытие или закрытие регулятора.
По общему коллектору:
Р=127,9 кгс/см2- наибольший предел
Q=143794 -расход газа по общему коллектору
P=128,1 кгс/см2- рабочее общее давление
По первой линии скважина№699:
Q=12800,2 m3/сут -расход по линии №1 скважина№699
V- галочка над клапаном, значит регулятор расхода в работе
Р= 77,9 кгс/см2 - давление после регулятора расхода
И так далее показана информация по остальным линиям мнемосхемы.
Описание работы схемы АСУ ТП первого уровня.
3. Расчетная часть
3.1 Расчет САР расхода газа
Нарисуем функциональную схему САР регулирования расхода газа в ГРМ.
Участок от регулятора до датчика расхода газа называется каналом регулирования.
Функциональной схемой называется графическое изображение совокупности функциональных блоков и связей между ними, образующих САР.
Для регулирования расхода газа применяется регулятор непрямого действия, а электроприводной.
Рассмотрим его принцип действия. С изменением расхода газа на величину Qр, объект сравнения замыкает разные контакты в зависимости от направления его изменения, что определяет направление вращения двигателя. Далее механическая система превращает вращательное движение якоря двигателя в поступательное движение штока клапана.
ПРАВИТЕЛЬСТВО РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
от 16 ноября 2016 г. № 1203
О внесении изменений в Правила подключения
(технологического присоединения) объектов
капитального строительства к сетям
газораспределения
Правительство Российской Федерации п о с т а н о в л я е т:
Утвердить прилагаемые изменения, которые вносятся в Правила
подключения (технологического присоединения) объектов капитального
строительства к сетям газораспределения, утвержденные
постановлением Правительства Российской Федерации от 30 декабря
2013 г. № 1314 "Об утверждении Правил подключения (технологического
присоединения) объектов капитального строительства к сетям
газораспределения, а также об изменении и признании утратившими
силу некоторых актов Правительства Российской Федерации" (Собрание
законодательства Российской Федерации, 2014, № 2, ст. 137; № 18,
ст. 2185).
Постановление Правительства РФ от 26.12.2014 N 1521 (ред. от 07.12.2016)
"Об утверждении перечня национальных стандартов и сводов правил (частей таких стандартов и сводов правил), в результате применения которых на обязательной основе обеспечивается соблюдение требований Федерального закона "Технический регламент о безопасности зданий и сооружений"
п.1. Утвердить прилагаемый перечень национальных стандартов и сводов правил (частей таких стандартов и сводов правил), в результате применения которых на обязательной основе обеспечивается соблюдение требований Федерального закона "Технический регламент о безопасности зданий и сооружений".
п. 42. СП 60.13330.2012 "СНиП 41-01-2003 "Отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха". Разделы 1, 4 (за исключением пункта 4.7), 5 (за исключением пункта 5.3), 6.1 (пункты 6.1.2 - 6.1.4, 6.1.6, 6.1.7), 6.2 (пункты 6.2.4 - 6.2.6, 6.2.8 - 6.2.10), 6.3 (пункты 6.3.2 - 6.3.8), 6.4 (пункты 6.4.1 - 6.4.3, 6.4.5, 6.4.7 - 6.4.9, 6.4.11, 6.4.14), 6.5 (пункты 6.5.3 - 6.5.8)
п. 44. СП 62.13330.2011 "СНиП 42-01-2012 "Газораспределительные системы". Разделы 1, 4 (пункты 4.12 - 4.14, 4.2, 4.5, 4.6, 4.10), 5 (пункты 5.1.2 - 5.1.4, 5.1.8, 5.2.1, 5.2.4, 5.3.2 - 5.3.5, 5.4.1 - 5.4.4, 5.5.2, 5.5.4, 5.5.5, 5.6.1 - 5.6.7, 5.7.2), 6 (пункты 6.2.3, 6.3.2 - 6.3.5, 6.4.1 - 6.4.4, 6.5.8, 6.5.9, 6.5.11, 6.5.13), 7 (пункты 7.1, 7.2, 7.4, 7.6 - 7.9)
Читаем СП 60.13330.2012.
п.1.1. Настоящий свод правил устанавливает нормы проектирования и распространяется на системы внутреннего теплоснабжения, отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха в помещениях зданий и сооружений (далее - зданий).
п. 6.5.7. В помещениях, в которых устанавливаются газовые теплогенераторы и другое газовое оборудование, следует предусматривать сигнализаторы загазованности по метану и оксиду углерода, срабатывающие при достижении загазованности помещения, равной 10% НКПРП или ПДК природного газа. Сигнализаторы загазованности должны быть сблокированы с быстродействующими запорными клапанами, установленными на вводе газа в помещение и отключающими подачу газа по сигналу загазованности.
Читаем СП 62.13330.2011.
7.2. Помещения зданий всех назначений (кроме жилых), в которых устанавливается газоиспользующее оборудование, работающее в автоматическом режиме, должны быть оснащены системами контроля загазованности и обеспечения пожарной безопасности с автоматическим отключением подачи газа и выводом сигналов на диспетчерский пункт или в помещение с постоянным присутствием персонала, если другие требования не регламентированы соответствующими нормативными документами. Оснащение газифицированных помещений жилых зданий (квартир) системами контроля загазованности и обеспечения пожарной безопасности может осуществляться по требованию заказчика.
Пришло замечание экспертизы по разделу газоснабжение нужно ставить сигнализаторы ссылка на СП 60.13330.2012 п. 6.5.7.
Контроль загазованности в квартиры никогда не ставили и считаю бредом их ставить, не работают/отключают их потом, поверки сигнализаторов и т.д.
Я не пойму требуется или рекомендуется, куда смотреть на газовые требования или на отопление?
у кого как обстоят дела с проектами поквартирки, с таким замечанием столкнулись впервые.
Контроль загазованности в квартиры никогда не ставили и считаю бредом их ставить, не работают/отключают их потом, поверки сигнализаторов и т.д.
Я не пойму требуется или рекомендуется, куда смотреть на газовые требования или на отопление?
у кого как обстоят дела с проектами поквартирки, с таким замечанием столкнулись впервые.
вы живете вчерашним днем. ПП №1033 от 29.09.2015 внесены изменения в перечень, но не в сам ПП 1521 от 26.12.2014. Поэтому хоть и смотрите "самую свежую" версию ПП 1521, но перечень там устарел.
было вроде письмо от минстроя еще разъяснительное по поводу трактовок всяких "следует", "может" в нормах, но не факт что оно поможет в споре с экспертизой.
и была тема на форуме, что нельзя просто игнорировать пункты, не вошедшие в перечень ПП 1521, 1033, т.к. есть перечень для добровольного применения, который можно не соблюдать при условии наличия иных требований в других действующих нормативных документов.
Ключевое слово "газифицированнЫХ", а не "газифицируEМЫХ"
Подробное и полное описание раньше находилось в РД 12-341-00 "Инструкция по контролю за содержанием окиси углерода в помещениях котельных" и др. устаревших документах, но затем было отменено приказом Ростехнадзора № 139 от 07.04.2016 или вновь вышедшими правилами.
Кое что в СП 89.13330.2012 "Котельные установки":
16.31 В котельных, работающих без постоянного присутствия обслуживающего персонала должна быть предусмотрена возможность выноса сигналов (световых и звуковых) на диспетчерский пункт:
неисправности оборудования, при этом в котельной фиксируется причина вызова;
сигнал срабатывания главного быстродействующего запорного клапана топливоснабжения котельной;
для котельных, работающих на газообразном топливе, при достижении загазованности помещения 10% нижнего предела взрываемости природного газа;
при достижении концентрации в помещении котельной 20 мг/м угарного газа;
сигнал несанкционированного доступа в помещение котельной.
То есть сигнал 1 порога метана и(или) угарного газа должен прийти на диспетчерский пункт (сейчас этого нет, но с помощью блока коммутации Хоббита мы можем).
СНиП 42-01-2002 "Газораспределительные системы":
7.12 Для безопасной газификации зданий, как правило, следует предусматривать установку на газопроводах защитной арматуры для автоматического отключения подачи газа в случае аварийных ситуаций:
при превышении допустимого максимального значения расхода газа;
при появлении в газифицированном помещении опасных концентраций газа или оксида углерода;
при появлении в газифицированном помещении признаков пожара.
9.4.21* Схемы электроснабжения и автоматизации производственных помещений категории А должны предусматривать:
в случае возникновения пожара - автоматическое отключение технических устройств, систем вентиляции и включение световых и звуковых сигналов, систем пожаротушения;
при опасной концентрации СУГ в воздухе помещения, превышающем 10% нижнего концентрационного предела распространения пламени - включение аварийной системы вентиляции, отключение электрических приводов насосов, компрессоров и другого технологического оборудования в соответствии с СП 60.13330 и СП 7.13130.
То есть газовый клапан должен закрываться при появлении опасных концентраций СО и (или) СН4 (что такое опасные наверное см. п.12.23 ниже в других правилах) и признаках пожара.
Котельная категории не А, значит 9.4.21 не для нас.
СП 60.13330.2012 Отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха. Актуализированная редакция СНиП 41-01-2003:
3.1 аварийная вентиляция: Регулируемый (управляемый) воздухообмен в помещении, обеспечивающий предотвращение увеличения до опасных значений концентраций горючих газов, паров и пыли при их внезапном поступлении в защищаемое помещение;
7.2.10 Системы местных отсосов вредных веществ 1-го и 2-го классов опасности следует предусматривать с одним резервным вентилятором (для каждой системы или для двух систем), обеспечивающим расход воздуха, необходимый для поддержания в помещении концентрации вредных веществ ниже ПДК, если при остановке вентилятора не может быть остановлено технологическое оборудование или концентрация вредных веществ в помещении может превысить ПДК в течение рабочей смены.
Резервный вентилятор допускается не предусматривать, если снижение концентрации вредных веществ до ПДК может быть достигнуто предусмотренной аварийной вентиляцией, автоматически включаемой в соответствии с 12.15 е.
7.2.11 Системы механической вытяжной общеобменной вентиляции для помещений категорий А и Б следует предусматривать с одним резервным вентилятором для каждой системы или одним резервным вентилятором для нескольких систем, обеспечивающим расход воздуха, необходимый для поддержания в помещениях концентрации горючих газов, паров или пыли, не превышающей 10% НКПРП газо-, паро- и пылевоздушных смесей.
Резервный вентилятор допускается не предусматривать:а) если при остановке системы общеобменной вентиляции может быть остановлено связанное с ней технологическое оборудование и прекращено выделение горючих газов, паров и пыли;
б) если в помещении предусмотрена аварийная вентиляция с расходом воздуха не менее необходимого для обеспечения концентрации горючих газов, паров или пыли, не превышающей 10% НКПРП газо-, паро- и пылевоздушных смесей.
Если резервный вентилятор в соответствии с 7.2.11 а и б не установлен, то следует предусматривать включение аварийной сигнализации.
Системы местных отсосов взрывоопасных смесей следует предусматривать с одним резервным вентилятором (в том числе для эжекторных установок) для каждой системы или для двух систем, если при остановке вентилятора не может быть остановлено технологическое оборудование и концентрация горючих газов, паров и пыли может превысить 10% НКПРП. Резервный вентилятор допускается не предусматривать, если снижение концентрации горючих веществ в воздухе помещения до 10% НКПРП может быть обеспечено системой аварийной вентиляции, автоматически включаемой в соответствии с 12.15 е.
12.15 Автоматическое блокирование следует предусматривать для:
е) включения систем аварийной вентиляции при образовании в воздухе рабочей зоны помещения концентраций вредных веществ, превышающих ПДК или ДАК, а также концентраций горючих веществ в воздухе помещения, превышающих 10% НКПР газо-, паро-, пылевоздушной смеси.
то есть вентилятор не должен работать выше 10% НКПР метана, если он работал он должен отключаться
12.23 Контроль за безопасной работой газовых теплогенераторов и другого газового оборудования необходимо организовывать через общую систему обеспечения безопасности здания. Автоматика оборудования должна обеспечивать прекращение подачи топлива при:
прекращении подачи электроэнергии;
неисправности цепей защиты;
погасании пламени горелки розжига;
падении давления теплоносителя ниже предельно допустимого значения;
достижении предельно допустимой температуры теплоносителя;
нарушении дымоудаления;
превышении предельно допустимого значения давления газа;
образовании в воздухе помещения концентрации вредных веществ, превышающих ПДК, а также концентрации горючих веществ, превышающих 10% НКПР газо-, паро-, пылевоздушной смеси (метан, оксид углерода).
по пункту 12.23 действующих правил газовый клапан должен закрываться при 1 пороге срабатывания
Вот как было в старых правилах, которые отменены:
"Блок питания и сигнализации посредством схемы управления закрывает клапан-отсекатель при:
- исчезновении напряжения;
- сигнале о превышении НКПР метана в помещении котельной (20%);
- сигнале о превышении содержания в воздухе окиси углерода
котельной (2-й уровень 95-100 мг/м3)
- возникновении пожара (по сигналу пожарной сигнализации)".
1 порог срабатывания должен появится на диспетчерском пункте и отключить подачу газа. Про вентилятор я понял что его включение не актуально или возможно при 1 и 2 пороге по угарному газу или (и) до 10% метана, про красную лампочку снаружи - должна срабатывать при появлении 1-х порогов СО и СН4, вроде так по действующим на данный момент правилам.
Кроме традиционных отключающих устройств с ручным управлением на газопроводах в жилых домов в отдельных случаях устанавливается защитная арматура: термозапорные клапаны, а также электромагнитные клапаны, входящие в состав систем контроля загазованности. Эти клапаны служат для автоматического отключения подачи газа при возникновении аварийных ситуаций.
Термозапорные клапаны служат для прекращения прохода газа в случае пожара. Трубопроводы, подводящие газ к бытовому газоиспользующему оборудованию, в соответствии с требованиями пожарной безопасности оборудуют термочувствительными запорными устройствами (клапанами), автоматически перекрывающими газопровод при температуре в помещении при пожаре 100 °С.
Монтаж клапана должен производиться в соответствии с направлением указателя. Не допускается установка термозапорного клапана в зонах, где температура окружающей среды при эксплуатации газового оборудования и в других случаях может подниматься выше 52 °С. Известны случаи, когда в результате нагрева солнечными лучами происходило закрытие клапанов. Клапан термозапорный КТЗ не подлежит восстановлению после пожара.
Читать: Автоматические газовые водонагревателиПредохранительные запорные клапаны служат для прекращения подачи газа, при этом скорость закрытия запорного органа должна быть не более 1 с. Запорные клапаны с электроприводом в жилых домах используют в качестве исполнительных механизмов систем контроля загазованности.
Клапаны запорные газовые с электромагнитным приводом КЗГЭМ-У (рис.49) предназначены для использования в качестве отключающей арматуры на газопроводах с давлением до 0,3 МПа. Они широко применяются в качестве исполнительного механизма систем контроля загазованности САКЗ-М. Клапаны номинального диаметра 25, 32, 40, 50, 65 мм имеют литой муфтовый корпус. В помещении, в котором эксплуатируется клапан, не должно происходить испарение агрессивных ароматических веществ: лаков, растворителей, светлых нефтепродуктов.
Клапан КЗГЭМ-У состоит из корпуса клапана и узла управления. Находящаяся в нижней части корпуса клапана кнопка служит для открытия клапана. При нажатии на кнопку запорный орган клапана приподнимается вверх до момента защелкивания электромагнитом и клапан открывается. При подаче управляющего сигнала на электромагнит электрических импульсов амплитудой от 20 до 42 В запорный орган освобождается, движется вниз и прижимается к седлу корпуса клапана, перекрывая подачу газа. Для соединения клапана с электрической схемой используется разъем, расположенный на корпусе узла управления. В клапанах КЗГЭМ-УИ для индикации состояния клапана используется бесконтактный датчик положения запорного органа. При закрытии клапана включается красный индикатор. Свечение зеленого индикатора сигнализирует о подключении клапана к схеме управления.
Клапан КЗГЭМ-У должен устанавливаться на горизонтальном участке газопровода в положение, при котором кнопка открытия располагается вертикально вниз. При этом должен быть обеспечен свободный доступ к кнопке. Направление потока газа должно совпадать с указателем на корпусе клапана.
Схема газопровода жилого дома с установленными клапанами безопасности изображена на рисунке 50.
Читать: Бытовое газоиспользующее оборудование
Такие системы относятся к активным мерам безопасности, которые обеспечивают автоматическое отключение подачи газа при аварийных ситуациях (рис.51):
- при превышении допустимого максимального значения расхода газа;
- при появлении в газифицированном помещении опасных концентраций газа или оксида углерода;
- при появлении в газифицированном помещении признаков пожара.
Контроллер представляет собой запорный клапан, устанавливаемый на наружном газопроводе. При резком увеличении расхода газа в результате повреждения трубы или арматуры клапан закрывается под воздействием значительно возросшего потока газа. Электромагнитный клапан служит для отключения подачи газа при превышении в помещении концентрации природного газа или оксида углерода. Также этот клапан закрывается при срабатывании пожарного извещателя при наличии признаков пожара. Регулятор устанавливается перед газоиспользующим оборудованием. Он служит для стабилизации давления газа при его величине более 250 даПа, обеспечивая оптимальный режим сжигания газа. Активные меры безопасности могут применяться как комплексно, так и отдельно.
Читать: Гибкие рукава для использования в газовом оборудованииСтабилизатор СД-5М (рис.52) состоит из корпуса 1 и крышки 2, между которыми зажата мембрана 3. На мембране 3 закреплен клапан 4. Сверху на мембрану 3 давит пружина 6, степень сжатия которой изменяется регулировочной гайкой 7. При сжатии пружины выходное давление растет, при ослаблении уменьшается. Доступ к регулировочной гайке закрыт пробкой 8. В корпусе 1 установлено седло 5. Зазор между клапаном 4 и седлом 5 определяет количество газа, проходящее через стабилизатор. При росте входного давления растет давление под мембраной 3, она поднимается вверх, клапан 4 приближается к седлу 5, проход газа уменьшается, выходное давление понижается до заданной величины. При уменьшении входного давления мембрана 3 опускается, клапан 4 отодвигается от седла 5, газа проходит больше, давление растет до заданной величины. Вместе с тем, необходимо понимать, что если входное давление будет 150 даПа, то стабилизатор не сможет обеспечить давление на выходе в 200 даПа. Он служит только для понижения давления газа.
Читайте также: