close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

659.Кузнецов С.Н. Газопроводы

код для вставкиСкачать
Министерство образования и науки РФ
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего образования
«Воронежский государственный архитектурно-строительный университет»
Газопроводы
Учебное пособие
по дисциплине «Газоснабжение» для студентов 3 курса дневной формы
обучения направления 08.03.01 «Строительство», профиль
«Теплогазоснабжение и вентиляция»
и по дисциплине «Газопроводы» для студентов 4 курса дневной формы
обучения направления 21.03.01 «Нефтегазовое дело», профиль
«Проектирование, строительство и эксплуатация газонефтепроводов
и газонефтехранилищ»
Составители: С.Н. Кузнецов, Г.А. Кузнецова
Воронеж 2015
УДК 621.64
ББК О 77я73
Г135
Составители:
С.Н. Кузнецов, Г.А.Кузнецова
Г135
Газопроводы: учеб. пособие / Воронежский ГАСУ;
сост.: С.Н.Кузнецов, Г.А.Кузнецова. – Воронеж. – 2015. – 74 с.
Приводятся методы конструирования и расчета газопроводов.
Предназначено для студентов 3 курса дневной формы обучения направления
08.03.01 «Строительство», профиль «Теплогазоснабжение и вентиляция» и для
студентов 4 курса дневной формы обучения направления 21.03.01
«Нефтегазовое дело», профиль «Проектирование, строительство и эксплуатация
газонефтепроводов и газонефтехранилищ».
Ил. 19. Табл. 4. Библиогр.: 6 назв.
УДК 621.64
ББК О 77я73
Рецензенты:
кафедра высшей математики и теоретической механики
Воронежского аграрного университета;
И.А. Стельмахов, ген. Директор ООО «Регион Проект»
Печатается по решению учебно-методического совета
Воронежского ГАСУ
ISBN 978-5-89040-570-8
Кузнецов С.Н. ,Кузнецова Г.А.
составление, 2015
Воронежский ГАСУ, 2015
2
Введение
Развитие промышленности, транспорта и сельского хозяйства России в
современных условиях связано со значительным ростом потребления газа. Газ
используется на электростанциях, в металлургии и в других областях как
наиболее совершенный и дешевый вид топлива; природный газ, кроме того,
является наилучшим сырьем для химической промышленности. С каждым
годом повышается роль газа в топливном балансе страны. Бесперебойная
работа всех отраслей народного хозяйства зависит от своевременной и
качественной доставки газа. Процесс доставки и распределения осуществляется
системой транспорта и хранения, включающей трубопроводный, водный,
железнодорожный и автомобильный транспорт, а также широкой сетью
газохранилищ, размещенных по всей территории страны. Особенное развитие
получает трубопроводный транспорт, связывающий места добычи и
переработки газа с потребителями.
1. Структура магистральных газопроводов
Система доставки продукции газовых месторождений до потребителей
представляет собой единую технологическую цепочку. С месторождений газ
поступает через газосборный пункт по промысловому коллектору на установку
подготовки газа, где производится осушка газа, очистка от механических
примесей, углекислого газа и сероводорода. Далее газ поступает на головную
компрессорную станцию и в магистральный газопровод (МГ) (рис. 1).
1
17
12
2
3
4
7
12
11
5
6
11
8
9
8 10
8
8
14
15
8 13
16
Рис. 1. Состав сооружений магистрального газопровода: 1 – промыслы; 2 – газосборный
пункт; 3 – промысловый коллектор; 4 – установка подготовки газа; 5 – головная
компрессорная станция (КС); 6 – магистральный трубопровод; 7 – промежуточная КС;
8 – линейные запорные устройства; 9 – подводный переход с резервной ниткой;
10 – переход под железной дорогой; 11 – отвод от магистрального газопровода;
12 – газораспределительная станция (ГРС); 13 – конечная ГРС; 14 – станция подземного
хранения газа (СПХГ); 15 – газорегуляторный пункт (ГРП); 16 – тепловая электростанция;
17 – газоперерабатывающий завод (ГПЗ)
3
Для поддержания давления газа по трассе газопровода устанавливаются
компрессорные станции с интервалом 80 120 км.
Объекты КС (рис. 2) следует проектировать в блочно-комплектном
исполнении. В большинстве случаев КС оборудуются центробежными
нагнетателями с приводом от газотурбинных установок или электродвигателей.
В настоящее время газотурбинным приводом оснащено более 80 % всех КС, а
электроприводом – около 20 %.
Рис. 2. Компрессорная станция магистрального газопровода
К линейным сооружениям относятся собственно магистральный
трубопровод, линейные запорные устройства, узлы очистки газопровода,
переходы через искусственные и естественные препятствия, станции
противокоррозионной защиты, дренажные устройства.
К линейным
сооружениям также относятся линии технологической связи, отводы от
магистрального газопровода для подачи части транспортируемого газа
потребителям и сооружения линейной эксплуатационной службы.
4
Расстояние между линейными запорными устройствами (кранами)
должно быть не более 30 км. Управление линейными кранами следует
предусматривать дистанционным из помещения операторной компрессорной
станции, а также ручным по месту. Линейная запорная арматура должна
оснащаться автоматическими механизмами аварийного перекрытия.
При параллельной прокладке двух и более магистральных газопроводов в
одном технологическом коридоре предусматривается соединение их
перемычками с запорной арматурой. Перемычки следует размещать на
расстоянии не менее 40 км и не более 60 км друг от друга у линейных кранов, а
также до и после компрессорных станций.
Газораспределительные станции предназначены для снижения
(редуцирования) давления газа до рабочего давления газораспределительной
системы потребителей. ГРС также оборудуются узлами учета и установками
очистки и одоризации газа (придания ему специфического запаха для
облегчения обнаружения утечки газа с целью предупреждения взрывоопасных
ситуаций и отравления людей).
После ГРС газ поступает в газовые сети населенных пунктов, которые
подают газ к месту потребления. Снижение и поддержание в необходимых
пределах давления газа в газораспределительных сетях осуществляется на
газорегуляторных пунктах. К крупным потребителям газа также относятся
тепловые электростанции и газоперерабатывающие заводы.
Для сглаживания неравномерности потребления газа крупными
населенными пунктами сооружаются станции подземного хранения газа. Для
закачки газа в подземное газохранилище СПХГ оборудуется собственной
компрессорной станцией.
Вспомогательные линейные сооружения магистрального газопровода
принципиально не отличаются от сооружений магистрального нефтепровода. К
ним относятся линии связи, вдольтрассовые дороги, вертолетные площадки,
площадки аварийного запаса труб, усадьбы линейных ремонтеров и т. д.
В зависимости от конкретных условий эксплуатации состав сооружений
магистрального газопровода может изменяться. Так, на газопроводах
небольшой протяженности может не быть промежуточных КС. Если в
добываемом газе отсутствует сероводород или углекислый газ, то
необходимость в установках по очистке газа от них отпадает. Станции
подземного хранения газа сооружаются не всегда.
Исходя из величины рабочего давления магистральные газопроводы
подразделяются на два класса:
1-й класс – при рабочем давлении свыше 2,5 МПа до 10 МПа
включительно;
2-й класс – при рабочем давлении свыше 1,2 МПа до 2,5 МПа
включительно.
Газопроводы, эксплуатируемые при давлениях ниже 1,2 МПа, к
магистральным газопроводам не относятся. Протяженность магистральных
5
газопроводов составляет обычно от нескольких десятков до нескольких тысяч
километров, а диаметр – от 150 до 1420 мм включительно. Большая часть
газопроводов имеет диаметр от 720 до1420 мм включительно.
Вопросы для самопроверки
1.
Каково назначение компрессорных станций?
2.
На каком расстоянии друг от друга размещаются компрессорные
станции?
3.
Для чего предназначены газораспределительные станции?
4.
Каково рабочее давление магистральных газопроводов?
2. Газотурбинная установка компрессорных станций
Газотурбинная установка (ГТУ) - машина, преобразующая тепловую
энергию в механическую и состоящая из одного или нескольких компрессоров
(чаще осевого типа), теплового устройства для нагрева рабочего тела, одной
или нескольких турбин, системы регулирования и необходимого
вспомогательною оборудования (рис. 3). Полезная мощность в ГТУ
совершается за счет внутренней энергии газового потока, поступающего с
большой скоростью на лопатки ротора турбины.
Рис. 3. Газотурбинная
установка
При работе турбины атмосферный воздух засасывается в осевой
компрессор 3, сжимается и поступает в камеру сгорания 1 (рис. 4).
Одновременно часть воздуха направляется в кольцевое пространство
между стенкой и корпусом камеры сгорания. Внутрь камеры сгорания
непрерывно поступает топливо, сгорающее при постоянном давлении. Поэтому
из камеры сгорания непрерывной струей выходят продукты сгорания,
направляющиеся в сопла. В соплах энергия давления в результате расширения
газа преобразуется в кинетическую энергию газовой струи, поступающей на
6
лопатки турбины. Воздух, омывающий жаровую трубу камеры сгорания,
охлаждает ее и, смешиваясь с продуктами сгорания, выходящими из жаровой
трубы, также поступает в турбину 2.
Рис. 4. Упрощенная схема
газотурбинной установки:
1 – камера сгорания;
2 – турбина; 3 – осевой
компрессор; 4 – устройство
для съема мощности
(нагнетатель)
Примешивание этой доли воздуха к продуктам сгорания, имеющим
высокую температуру - около 1800-2000 °С, необходимо для снижения
температуры газов до величины, безопасной для металла лопаток газовой
турбины. Поэтому общее количество воздуха, сжимаемого в турбокомпрессоре
3, значительно (в 6 раз и более) превышает количество воздуха, теоретически
необходимого для сгорания топлива.
Общее представление о принципах работы турбины можно получить при
рассмотрении устройства простейшей активной турбины (рис. 5). На валу 1
насажен диск 2, по ободу которого на равных расстояниях закреплены рабочие
лопатки. Слева от рабочих лопаток в корпусе 5 размещено сопло 4,
представляющее собой криволинейный канал плавного очертания. При
постоянном расходе газа за счет сужения канала в пределах сопла скорость
потока возрастает, а давление уменьшается от P0 до P1 . Следовательно, в
пределах сопла потенциальная энергия потока превращается в кинетическую.
При выходе из сопла поток газа попадает на рабочие лопатки под таким
углом наклона α1, который обеспечивает плавное скольжение потока в
межлопаточных каналах. При движении потока вдоль изогнутого контура
рабочих лопаток возникают элементарные силы, результирующая которых
представляет собой усилие, вращающее лопатки, т. е. механическую работу.
Механическая работа потока газа на лопатках определяется только вращающим
усилием и частотой вращения. При вращательном движении рабочих лопаток
скорость газа при выходе из них меньше скорости на входе.
7
Рис. 5. Схема простейшей активной турбины
Это означает, что на рабочих лопатках происходит второе превращение энергии
- кинетическая энергия потока газа частично переходит в механическую
энергию вращения лопаток.
Турбины, в которых поток газа движется параллельно валу, называют
аксиальными, а турбины, в которых поток газа движется перпендикулярно к
валу, - радиальными. Заводы выпускают в основном аксиальные газовые
турбины.
Смежные ряды сопел и рабочих лопаток образуют одну ступень давления.
Поэтому турбину такого типа называют одноступенчатой. Диаметр диска 2,
измеренный по средней высоте рабочих лопаток d, называют расчетным
диаметром ступени давления. Между вращающимися и неподвижными
деталями всегда имеются зазоры (см. рис. 4) в радиальном и аксиальном
направлениях.
На графике изменения давления и абсолютных скоростей газа в активной
одноступенчатой турбине (рис. 5) видно, что давление падает только в соплах,
где и происходит увеличение абсолютной скорости потока с C0 до C1 . На
рабочих лопатках, в зазоре между соплами и лопатками давление практически
постоянно. Отдельные ступени или турбины в целом, в которых давление
потока газа на рабочих лопатках остается постоянным, называются активными.
Те же ступени или турбины в целом, в которых давление меняется и в соплах, и
на рабочих лопатках, называются реактивными.
При расширении в соплах одноступенчатой турбины достаточно полно
использовать энергию газа нельзя. Поэтому одноступенчатые турбины
применяют в основном для привода различных вспомогательных устройств.
Существует большое число теоретически обоснованных схем и циклов
ГТУ. Однако только некоторые из них получили практическое применение.
8
В одновальной ГТУ открытого простого цикла (рис. 6) рабочее тело
(воздух) поступает в компрессор 1 из атмосферы, сжимается и направляется в
камеру сгорания 2, в которой происходит его нагревание до определенной
температуры.
Рис. 6. Схема простого цикла
одновальной ГТУ
Затем рабочее тело (воздух) поступает в турбину 3, где расширяется,
производя работу, и выбрасывается в атмосферу. Особенностью этого цикла
является то, что компрессор, турбина и центробежный нагнетатель 4 (нагрузка)
соединены механически. Центробежный нагнетатель с приводом от
одновальной ГТУ может работать только в сравнительно узком диапазоне
расходов газа.
В открытом цикле рабочее тело (воздух) поступает в ГТУ из атмосферы и
выбрасывается в атмосферу. В замкнутом цикле рециркуляция рабочего тела
(воздуха) осуществляется без связи с атмосферой.
В одновальной ГТУ регенеративного цикла (рис. 7) дополнительно
применен регенератор - теплообменник, передающий тепло от выхлопных газов
рабочему телу (воздуху) до его поступления в камеру сгорания.
Рис. 7. Схема регенеративного цикла
одновальной ГТУ: 1 – регенератор;
2 – компрессор; 3 – камера сгорания;
4 – турбина; 5 – нагнетатель (нагрузка)
Регенеративный цикл - термодинамический цикл с использованием тепла
отработавшего рабочего тела. Состоит он из следующих друг за другом сжатия,
регенеративного подогрева, горения, расширения и регенеративного
охлаждения рабочего тела (теплопередачи от отработавшего газа к рабочему
телу за компрессором). В целях расширения диапазона регулирования и
устойчивой работы применяют схему многовальной ГТУ или с разрезным
валом (рис. 8).
9
Рис. 8. Схема простого цикла ГТУ с
разрезным валом с отдельной силовой
турбиной
Такая ГТУ имеет по крайней мере две турбины, камеру сгорания 2,
работающие на независимых валах. Компрессор 1 приводится в действие
турбиной высокого давления (ТВД) 3, а силовая турбина (турбина низкого
давления или ТНД) 4 приводит в действие нагнетатель 5 (нагрузку).
Газотурбинная установка с разрезным валом обеспечивает любой режим
работы газопровода без понижения давления нагнетания, так как, изменяя
скорость вращения силового вала ТНД, можно привести в соответствие
мощность, потребляемую нагнетателем, с полезной мощностью установки.
В ГТУ регенеративного цикла с разрезным валом появляется
дополнительный элемент - регенератор, который выполняет те же функции, что
регенератор одновальной ГТУ (рис. 7).
Рабочий процесс в многовальной ГТУ со ступенчатым сжатием и
ступенчатым сгоранием топлива отличается от рабочего процесса других ГТУ
тем, что воздух сжимается с промежуточным охлаждением, а горение
происходит в двух камерах сгорания, расположенных перед каждой турбиной
(рис. 9).
Рис. 9. Схема цикла с промежуточным
охлаждением и промежуточным подогревом
многовальной ГТУ с потребителем полезной
мощности на валу низкого давления:
1 – камера сгорания; 2 – промежуточный
холодильник;
3
–
камера сгорания
промежуточного подогрева; 4 – нагнетатель
(нагрузка)
При одинаковой производительности и степени сжатия в установке с
промежуточным охлаждением затраты работы на сжатие в компрессорах
низкого и высокого давлений (КНД и КВД) меньше, чем в установке без
охлаждения. Применение ступенчатого сгорания приводит к некоторому
повышению КПД установки. Но в такой установке усложняются топливная и
масляная системы, создается более развернутая сеть воздуха и газопроводов,
что увеличивает габариты и массу установки. Поэтому на компрессорных
станциях не нашли практическое применение схемы ГТУ со ступенчатым
сгоранием. Используют в основном ГТУ, выполненные по простому
10
регенеративному (например, ГТК-10) или безрегенеративному циклу
(например, ГТН-16) с разрезным валом.
Характеристики газоперекачивающих агрегатов серии «Волга»
приведены в прил. 1.
Вопросы для самопроверки
1.
Каково назначение газотурбинных установок компрессорных
станций?
2.
Из каких составляющих состоит рабочее тело газотурбинных
установок компрессорных станций?
3.
Какие термодинамические циклы используются на газотурбинных
установках компрессорных станций?
4.
Приведите схему многовальной газотурбинной установки
компрессорной станции.
3. Способы прокладки магистральных газопроводов
Магистральные газопроводы по способу прокладки делят на подземные,
наземные и надземные.
При подземной прокладке в скальных и щебенистых грунтах газопровод
укладывают на мягкий грунт (подстилку) толщиной не менее 100 мм. При
прохождении газопровода через оползневые покрытия проводят его присыпку
мягким грунтом на толщину 200 мм или применяют такой способ засыпки,
который исключает его повреждения. Иногда для снижения напряженного
состояния в металле труб газопровод в траншее обсыпают малозащемляющим
материалом (мелким песком и др.), толщина слоя которого должна быть не
менее 300 мм.
При прохождении газопровода через оползневые районы с малой
толщиной
сползающего
слоя грунта подземная прокладка его
предусматривается всегда ниже плоскости скольжения, а при подземной
прокладке газопровода через селевые потоки его укладывают на 0,5 м (считая
от верха трубы) ниже возможного размыва русла. Если магистральный
газопровод на своем пути пересекает другие газопроводы или инженерные
сооружения (водопроводы, кабели и т.д.), то он должен быть уложен на
определенном расстоянии от них. Эти расстояния регламентируются СНиП.
При наземной прокладке газопровод укладывают на поверхности грунта в
специально возводимые земляные насыпи, устроенные с тщательным
послойным уплотнением и поверхностным закреплением грунта. Наземная
прокладка допускается на участках с резко пересеченным рельефом местности,
а также на обводненных и заболоченных участках трассы при соответствующем
технико-экономическом обосновании.
При надземной прокладке газопровод укладывают на специальные опоры.
Надземная прокладка газопровода допускается в пустынных районах,
болотистых местах, горных районах, районах горных выработок и оползней, на
11
неустойчивых грунтах, а также на переходах через естественные и
искусственные препятствия. Пример надземной прокладки газопровода
приведен на рис. 10.
Рис. 10. Надземная прокладка газопровода
В каждом конкретном случае надземная прокладка обосновывается
технико-экономическими расчетами, подтверждающими экономическую
эффективность и техническую целесообразность. При этом в расчетах
учитывают несущую способность самого газопровода, а в районах с
сейсмичностью 7 баллов и более несущую способность проверяют и на
воздействие сейсмических нагрузок.
Вопросы для самопроверки
1.
Перечислите способы прокладки магистральных газопроводов.
2.
Приведите конструкцию опор при надземной прокладке
газопровода.
4. Линейные сооружения магистральных газопроводов
4.1. Общие положения
В состав линейной части магистрального газопровода входят:
трубопровод;
отводы, лупинги, перемычки;
запорная арматура (рис. 11, прил. 2);
12
переходы через естественные и искусственные препятствия (рис. 12);
противоэрозионные и защитные сооружения (рис. 13);
газораспределительные станции (рис. 14, прил. 3);
расходомерные узлы (прил. 4);
узлы запуска и приема очистных устройств (прил. 6);
конденсатосборники и устройства для ввода метанола (рис. 15, прил. 5);
опознавательные знаки и сигнальные знаки обозначения трассы.
Рис. 11. Линейный крановый узел
На
магистральном
газопроводе
устанавливают
устройства,
предназначенные для периодического запуска и приема внутритрубных
снарядов-дефектоскопов, очистных скребков и других поточных средств.
Климатическое исполнение камер УХЛ, категория размещения 1, остальных
частей устройств - У по ГОСТ 15150-69 с установкой на открытом воздухе.
Устройство состоит из узла запуска и узла приема, которые могут
поставляться раздельно или полностью в комплекте. В зависимости от условий
эксплуатации устройств изготавливаются два исполнения - правое или левое
(прил. 6).
Для обслуживания газопровода в проекте следует предусматривать
сооружения для обеспечения проезда вдоль трассы.
При проектировании пересечений и сближений газопроводов с
воздушными линиями электропередач, не входящих в состав газопроводов,
следует
руководствоваться
требованиями
«Правил
устройства
электроустановок».
13
Для
предотвращения
гидратообразования
рекомендуется
предусматривать устройства для ввода метанола в газопровод.
Рис. 12. Переход магистрального газопровода через реку
Рис. 13. Противоэрозионные и защитные сооружения
14
Рис. 14. Газораспределительная станция
Рис. 15. Устройство для ввода метанола
Узлы линейной запорной арматуры, установки катодной защиты (рис.
16), усилительные пункты кабельной или радиорелейной линии
15
технологической связи, а также контролируемые пункты телемеханики следует
предусматривать, как правило, компактно.
Рис. 16. Установка катодной защиты трубопровода от коррозии
(станция катодной защиты)
Для опорожнения участков газопроводов при ремонтах и нештатных
режимах эксплуатации линейных сооружений следует на обоих концах
участков предусматривать установку продувочных свечей, а также
возможность опорожнения или перекачки газа передвижными компрессорными
установками в рабочие участки газопроводов. Свечи двух смежных участков,
как правило, следует объединять.
Проектирование свечей следует производить той же категории, что и
категория основного газопровода и на то же рабочее давление.
В проектах следует предусматривать технические решения,
обеспечивающие очистку, удаление воды и осушку полости трубопроводов
после строительства и реконструкции, включая:
полный цикл технологических процедур по испытаниям, очистке,
удалению воды, осушке трубопроводов;
штатные узлы для подключения внешнего оборудования к трубопроводам
(опрессовочные агрегаты, установки осушки, временные технологические
трубопроводы);
16
раздельные гидравлические испытания элементов трубных систем
(крановых узлов, перемычек и др.), включая очистку, удаление воды,
осушку трубопроводов с последующим их соединением;
водосборные продувочные линии на перемычках между действующими и
строящимися трубопроводами и в нижних точках профиля
трубопроводов технологических обвязок производственных объектов.
Для обнаружения утечек углеводородов на газопроводах в проектах
необходимо предусматривать специальные технические средства контроля
дистанционного и контактного типов.
Подключение газопроводов-отводов (подводящих газопроводов) к
действующим магистральным газопроводам следует предусматривать с
использованием технологии врезки под давлением.
Для
предотвращения
принятия
газопроводом
непроектных
пространственных положений в проектах следует предусматривать комплекс
мероприятий по снижению уровня грунтовых вод.
Вопросы для самопроверки
1.
Какие устройства входят в состав линейной части магистрального
газопровода?
2.
Какие правила регламентируют проектирование пересечений и
сближений газопроводов с воздушными линиями электропередач, не входящих
в состав газопроводов?
3.
В каких местах магистральных газопроводов предусматривают
установку продувочных свечей?
4.2. Переходы и перемычки
Диаметр рабочих ниток перехода, как правило, следует принимать
одинаковым с диаметром магистрального газопровода.
Для однониточного газопровода количество и диаметр резервных ниток
подводных переходов следует принимать из условия обеспечения проектной
пропускной способности газопровода при выходе из строя основной нитки.
Количество и диаметр резервных ниток подводных переходов двух и
более газопроводов, проходящих в одном техническом коридоре и работающих
с одинаковым давлением, следует определять в проекте. Допускается
предусматривать одну общую резервную нитку для газопроводов, проходящих
в одном техническом коридоре и работающих с одинаковым рабочим
давлением, при соответствующем обосновании в проекте.
Надземные переходы магистральных газопроводов могут представлять
собой следующие конструкции:
балочные;
шпренгельные;
17
арочные;
висячие;
вантовые;
мостовые переходы.
Надземные переходы должны проектироваться с учетом возможного
пропуска по ним очистных и диагностических устройств, заполнения
газопровода водой при гидростатических испытаниях, а также колебаний
конструкций переходов в ветровом потоке.
При параллельной прокладке двух и более магистральных газопроводов
следует предусматривать:
для газопроводов с одинаковым давлением – перемычки с запорной
арматурой;
для газопроводов с различным давлением – перемычки с узлами
редуцирования.
На газопроводах с одинаковым рабочим давлением перемычки на
участках, прокладываемых в районе с холодным климатом, а также в
труднодоступных местах, следует предусматривать у каждого линейного крана.
Минимально допустимое отношение внутреннего диаметра перемычки к
внутреннему диаметру наименьшей из параллельных ниток соединяемых
магистральных газопроводов следует принимать равным не менее 0,7.
При строительстве переходов через железные и автомобильные дороги, а
также через водные преграды, при соответствующем обосновании,
целесообразно использовать методы наклонно-направленного бурения.
Участки магистральных газопроводов, проходящие в резкопересеченной
горной местности, допускается прокладывать в тоннелях. Внутренний диаметр
тоннеля определяется в зависимости от конструктивного решения тоннеля, из
условий производства работ и последующего его обслуживания. Внутренний
диаметр тоннеля должен превосходить наружный диаметр газопровода не
менее чем на 200 мм.
В необходимых случаях следует устанавливать компенсационные
устройства в виде обычных компенсаторов различной конфигурации или
компенсаторов-упоров (на подземных участках).
Вопросы для самопроверки
1.
Перечислите конструкции для надземных переходов магистральных
газопроводов?
2.
Приведите минимально допустимое отношение внутреннего
диаметра перемычки к внутреннему диаметру наименьшей из параллельных
ниток соединяемых магистральных газопроводов.
3.
На какую величину внутренний диаметр тоннеля должен
превосходить наружный диаметр газопровода?
18
4.3. Узлы редуцирования
Узлы редуцирования газа подразделяются на узлы постоянного и
периодического действия. Узлы редуцирования газа постоянного действия
предназначены для непрерывного снижения и автоматического поддержания
заданного давления газа. Узлы редуцирования газа постоянного действия могут
устанавливаться в местах подачи газа потребителям. В составе узлов
редуцирования газа постоянного действия следует предусматривать:
узел измерения расхода газа (рис. 17);
редуцирующие линии (рабочую и резервную);
линию связи и систему телемеханики;
электроснабжение;
систему автоматического управления и охранные системы;
узел очистки (при необходимости);
молниезащиту.
На каждой редуцирующей линии следует предусматривать (по ходу газа):
кран с ручным приводом или с дистанционно управляемым приводом;
регулятор давления газа;
кран с ручным приводом или дистанционно управляемым приводом.
Рис. 17. Узел измерения расхода газа
Установку предохранительных клапанов следует предусматривать в узлах
редуцирования, предназначенных для подачи газа потребителю. Пропускная
способность предохранительных клапанов должна составлять не менее 5 %
проектного расхода через узел редуцирования.
19
Для защиты газопровода после узла редуцирования газа постоянного
действия от превышения и понижения давления газа следует предусматривать
переключение рабочей линии узла на резервную.
Узлы редуцирования газа периодического действия предназначены для
передачи газа между газопроводами с различным рабочим давлением по
перемычкам у линейных кранов при нештатных ситуациях.
В составе узлов редуцирования газа периодического действия следует
предусматривать:
трубопровод с регулятором давления газа и узлом управления (одна
рабочая нитка);
линию связи и телемеханики;
электроснабжение;
молниезащиту.
В узлах редуцирования периодического действия на линии
редуцирования следует устанавливать последовательно (по ходу газа):
кран с дистанционно управляемым приводом;
регулятор давления газа.
Краны на входе и выходе узлов редуцирования газа периодического
действия следует предусматривать с дистанционно управляемыми приводами с
автоматической системой защиты от превышения давления.
Перед краном на выходе узла редуцирования следует устанавливать
манометр, после крана – манометр и предохранительный клапан.
Пропускная способность предохранительных клапанов должна
составлять не менее 5 % проектного расхода через узел редуцирования.
Узлы редуцирования газа следует оснащать редуцирующими
устройствами с местным и дистанционным управлением за датчиком давления.
Запорные краны должны иметь местное и дистанционное управление из
диспетчерского пункта по каналам телемеханики.
По системе телемеханики диспетчеру должны передаваться:
сигнализация положения запорных кранов;
значения давления до и после узла редуцирования;
значение расхода газа через узел (при необходимости измерения расхода).
Узел измерения расхода газа следует размещать до редуцирующего
устройства.
Вопросы для самопроверки
1.
Приведите состав узлов редуцирования газа постоянного действия.
2.
Каково назначение узла измерения расхода газа?
3.
Приведите состав узлов редуцирования газа периодического
действия, в чем их отличие от узлов редуцирования газа постоянного действия?
20
4.4. Узлы очистки полости газопроводов
Узлы очистки полости газопроводов предназначены для обеспечения
проектного гидравлического состояния магистральных газопроводов
пропуском специальных очистных устройств. Их следует предусматривать при
длине газопровода более 5 км, а также при наличии протяженных подъемов
трассы.
Технология очистки полости газопровода должна быть предусмотрена в
составе проекта.
Оборудование для очистки полости газопровода должно обеспечивать
выполнение всех необходимых технологических операций по пуску, приему
очистных устройств и средств внутритрубной дефектоскопии, а также
контролю за прохождением их по участку.
Конструкция очистных устройств должна исключать возможность
перетока через него загрязнений при движении устройств по всей длине
очищаемого участка.
Узлы очистки газопровода, в зависимости от взаимного расположения
компрессорных станций и переходов через естественные и искусственные
препятствия, должны обеспечивать:
запуск очистных устройств;
прием очистных устройств;
транзитный пропуск очистных устройств и средств внутритрубной
диагностики.
Узлы очистки полости газопровода, как правило, включают:
камеры приема и запуска очистных устройств;
трубопроводы, арматуру и продувочные свечи;
механизмы для извлечения, перемещения и запасовки очистных
устройств;
сигнализаторы прохождения очистных устройств;
щит управления узлом очистки;
стабилизирующее устройство для защиты от возможных продольных
перемещений газопровода от действия перепада температур и
внутреннего давления;
узел сбора продуктов очистки;
электроснабжение;
молниезащиту;
охранную сигнализацию.
На переходах через естественные и искусственные препятствия при
разных диаметрах рабочей нитки перехода и газопровода следует
предусматривать перед и после перехода узлы приема и запуска очистных
устройств. На резервных нитках переходов следует предусматривать перед
переходом узел запуска очистных устройств, после перехода - узел приема.
21
Для контроля положения очистных устройств в газопроводе следует
предусматривать установку сигнализаторов (датчиков) на расстоянии 1000 м до
узла приема очистных устройств и после узла запуска очистных устройств.
Сигналы от датчиков следует выводить на щит управления узлом
очистки, а также на диспетчерский пункт компрессорной станции.
Управление запорной арматурой узла очистки газопровода следует
предусматривать дистанционным.
Вопросы для самопроверки
1.
Каково назначение узлов очистки полости газопроводов?
2.
Какие технологические операции обеспечивает оборудование для
очистки полости газопровода?
3.
Перечислите состав узлов очистки полости газопровода.
4.5. Запорная арматура
Запорная арматура – основное средство управления газовыми потоками
на магистральных газопроводах. Наиболее эффективной конструкцией
запорной арматуры являются шаровые равнопроходные краны Dу 50 - 1400;
Ру - 8,0; 10,0; 12,5 16,0 МПа (Ру – давление условное по ГОСТ 356)
отечественного и зарубежного производства, оборудованные автоматами
аварийного закрытия кранов (ААЗК).
Шаровой равнопроходный кран приведен на рис. 18. Автомат аварийного
закрытия крана показан на рис. 19.
Рис. 18. Шаровой равнопроходный кран
ААЗК, как правило, устанавливают на базовых однониточных
газопроводах, работающих в стабильном технологическом режиме (скорость
22
изменения рабочего давления в точке установки ААЗК составляет не более 10
% в минуту). Окончательная настройка ААЗК должна производиться
эксплуатационным персоналом в зависимости от фактического режима работы
газопровода.
Рис. 19. Автомат аварийного закрытия крана
Запорную арматуру на трассе газопровода следует устанавливать в
соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85*.
Газопроводы, арматуру и обвязку линейной запорной арматуры (байпасы,
продувочные линии и перемычки), находящиеся под давлением, следует
предусматривать в подземном исполнении с кранами бесколодезной установки.
Доступ обслуживающего персонала должен предусматриваться только к
приводу арматуры.
Площадки крановых узлов следует проектировать с учетом планировки,
водоотведения поверхностных вод, освещения, молниезащиты, ограждения,
периметральной сигнализации и т.д.
Для обслуживания крановых площадок должны предусматриваться
подъездные дороги (вдольтрассовый проезд, съезды к крановым площадкам на
перемычках).
Запорная арматура диаметром 400 мм и более должна устанавливаться на
фундаменты. Тип фундамента следует принимать исходя из геологических
условий площадки.
Рекомендуется предусматривать укрытие кранов с учетом климатических
условий и требований заказчика.
Линейная запорная арматура на трассе газопровода должна иметь привод
и устройства системы управления, обеспечивающие возможность ручного,
местного и дистанционного управления.
23
Линейные краны, краны на врезках газопроводов-отводов, на перемычках
должны быть оснащены техническими манометрами для измерения давления
газа до кранов и после них. Линейные краны должны иметь обводную линию.
Для управления линейными кранами, кранами на врезках газопроводовотводов, на перемычках, оборудованных пневмогидроприводом, должна быть
предусмотрена система резервирования импульсного газа. Отбор импульсного
газа следует предусматривать как до крана, так и после него, в ресивер с
обратным клапаном на входе. Объем газа в резервуаре должен обеспечивать
двухразовое переключение запорной арматуры.
Вопросы для самопроверки
1.
Приведите конструкцию шарового равнопроходного крана.
2.
Какие устройства оборудуются автоматами аварийного закрытия
кранов?
3.
Начиная с какого диаметра запорная арматура должна
устанавливаться на фундаменты?
4.6. Размещение запорной и другой арматуры на газопроводах
На трубопроводах надлежит предусматривать установку запорной
арматуры на расстоянии, определяемом расчетом, но не более 30 км.
Кроме того, установку запорной арматуры необходимо предусматривать:
- на обоих берегах водных преград при их пересечении трубопроводом в
две нитки и более и на однониточных переходах категории В;
- в начале каждого ответвления от трубопровода на расстоянии,
допускающем установку монтажного узла, его ремонт и безопасную
эксплуатацию;
- на ответвлениях к ГРС при протяженности ответвлений свыше 1000 м
на расстоянии 300 - 500 м от ГРС;
- на входе и выходе газопроводов из КС и головных сооружений;
- по обеим сторонам автомобильных мостов (при прокладке по ним
газопровода) на расстоянии не менее 250 м.
На однониточных подводных переходах газопроводов через водные
преграды установка запорной арматуры предусматривается при необходимости.
Место установки охранных кранов от головных сооружений принимается от
границ их территорий, КС - от границ узла подключения КС к магистрали (от осей
врезок крайних внешних всасывающего и нагнетательного газопроводов). При
удалении КС от магистрального газопровода на расстоянии свыше 700 м при
наличии естественных препятствий (оврагов, сложного рельефа и т.п.) следует
предусматривать установку запорной арматуры с продувочными свечами (КИП и
автоматика по аналогии с кранами на узле подключения КС в магистральный
газопровод) на всасывающих и нагнетательных газопроводах КС («шлейфах») на
расстоянии 250 м от ограды КС.
24
При параллельной прокладке двух ниток или более газопроводов узлы
линейной запорной арматуры на отдельных нитках надлежит смещать на
расстояние не менее 100 м друг от друга по радиусу. В сложных условиях
трассы (горный рельеф, болота, искусственные и естественные препятствия)
указанное расстояние допускается уменьшать до 50 м.
При параллельном подключении одного газопровода-ответвления к двум
или нескольким основным ниткам газопровода или подключении нескольких
ниток ответвления к одному газопроводу узлы линейной запорной арматуры
необходимо смещать на расстояние не менее 30 м друг от друга.
Запорная арматура диаметром 400 мм и более должна устанавливаться на
фундаментные плиты, укладываемые на уплотненное основание.
На обоих концах участков газопроводов между запорной арматурой, на
узлах подключения КС и узлах приема и пуска очистных устройств следует
предусматривать установку продувочных свечей на расстоянии не менее 15 м
от запорной арматуры при диаметре газопровода до 1000 мм и не менее 50 м при диаметре газопровода 1000 мм и более.
Диаметр продувочной свечи следует определять из условия опорожнения
участка газопровода между запорной арматурой в течение 1,5 - 2 ч. Установку
запорной арматуры и продувочных свечей следует предусматривать на
расстоянии от зданий и сооружений, не относящихся к газопроводу, не менее
300 м.
Высота продувочной свечи должна быть не менее 3 м от уровня земли.
Для контроля наличия конденсата и выпуска его на газопроводах следует
предусматривать установку конденсатосборников. Места установок
конденсатосборников определяются проектом.
Параллельно прокладываемые трубопроводы одного назначения должны
быть связаны между собой перемычками.
Узлы установки запорной арматуры должны проектироваться из
унифицированных заготовок.
Линейная запорная арматура газопроводов I класса диаметром 1000 мм и
более должна быть оснащена автоматикой аварийного закрытия.
На участках нефтепроводов, примыкающих к подводным переходам,
необходимо предусматривать устройства, исключающие скопление газа или
воздуха в трубопроводах в местах их перехода через водные преграды.
Вопросы для самопроверки
1.
В каких местах на газопроводах следует предусматривать установку
запорной арматуры?
2.
Нам каком расстоянии от зданий и сооружений, не относящихся к
газопроводу, следует предусматривать установку запорной арматуры и
продувочных свечей?
3.
Как определяется диаметр продувочной свечи?
25
5. Определение оптимальных параметров МГ
Одной из главных задач технологического расчета магистральных
газопроводов является определение экономически наивыгоднейших параметров
транспорта газа. При этом оптимизируются следующие параметры: диаметр (при
заданной производительности МГ), производительность (при заданном диаметре
труб), рабочее давление и степень сжатия КС.
Общим критерием оптимальности принимаемого решения является
прибыль или приведенные годовые затраты. Оптимальному решению
соответствует максимальная прибыль или минимальные приведенные затраты.
Если разница прибыли (приведенных расходов) для каких-либо вариантов не
превышает 5 %, то эти варианты следует считать равноценными и для выявления
оптимального варианта привлекают дополнительные критерии (металлозатраты,
энергозатраты, людские ресурсы и т.д.).
Расчет начинают с выбора конкурирующих диаметров. По заданной
годовой пропускной способности QГ и принятому рабочему давлению по табл.
1 выбирают ориентировочное значение диаметра газопровода. Затем для
сравнения выбирают ближайший больший к выбранному и ближайший
меньший параметры.
Таблица 1
Ориентировочные значения диаметра газопровода
Годовая производительность QГ, млрд м3/год
DУ, мм
рНАГ = 5,5 МПа
рНАГ = 7,5 МПа
рВС = 3,8 МПа
рВС = 5,1 МПа
500
1,6–2,0
2,2–2,7
600
2,6–3,2
3,4–4,1
700
3,8–4,5
4,9–6,0
800
5,2–6,4
6,9–8,4
1000
9,2–11,2
12,1–14,8
1200
14,6–17,8
19,3–23,5
1400
21,5–26,4
28,4–34,7
Этих данных достаточно, чтобы сделать технико-экономическое
сравнение выбранных трех диаметров. Технико-экономический расчет может
быть закончен, если с наибольшей прибылью (наименьшими приведенными
затратами) окажется средний диаметр. Если с наибольшей прибылью окажется
вариант с самым малым диаметром (из трех выбранных), то надо просчитать
дополнительный вариант по следующему ближайшему меньшему диаметру.
Если же с наибольшей прибылью оказывается вариант с самым большим
диаметром, то просчитывается дополнительный вариант по следующему
ближайшему большему диаметру. Если с наибольшей прибылью оказался
вариант газопровода диаметром 1420 мм, то дополнительный вариант не
26
просчитывается. В этом случае к строительству принимается газопровод
диаметром 1420 мм.
В структуре затрат на транспорт газа порядка 90 % составляет сумма
амортизационных отчислений и стоимости энергии. В этом случае можно
представить получаемую магистральным газопроводом прибыль следующим
образом:
Пр = Т·Q·L – αЛКЛ – αСТКСТ – SЭ ,
(1)
где Пр – чистая прибыль от транспорта газа, тыс. руб.; Т – тариф на транспорт
газа по магистральному трубопроводу, руб/(тыс. м3·100 км); Q – годовая
производительность магистрального трубопровода, млн м3;
αЛ, αСТ - коэффициент амортизационных отчислений от линейной части и КС
соответственно; КЛ, КСТ – капитальные затраты на сооружение линейной части
и КС магистрального трубопровода, тыс. руб; Sэ – стоимость топливного газа
или электроэнергии, тыс. руб.
Значения тарифа на транспорт газа, коэффициентов амортизационных
отчислений, капитальных затрат и стоимости электроэнергии и газа постоянно
меняются. В учебных целях рекомендуется принимать:
Т = 6–10 руб/(тыс. м3·100 км);
αЛ = 0,035–0,040, αСТ = 0,09 – 0,10;
цена топливного газа стг = 60–70 руб/тыс. м3;
цена электроэнергии:
за заявленную мощность сэл1 = 270–300 руб/(кВт·мес):
за потребленную электроэнергию сэл2 = 0,2–0,25 руб/кВт·час.
Ориентировочные значения капитальных и эксплуатационных затрат,
отнесенных к одному километру труб и одной КС приведены в табл. 1 и 2 прил. 7.
Стоимость строительства и эксплуатации одной компрессорной станции
может быть найдена по следующим зависимостям:
сст = k0 + ki · I,
(2)
сэст = э0 + эi · i,
(3)
где k0, э0 – стоимость строительства и эксплуатации КС, не зависящая от числа
ГПА; ki, эi – стоимость строительства и эксплуатации КС, зависящая от числа
ГПА; i – количество ГПА, установленных на КС.
Капитальные и эксплуатационные затраты в значительной мере зависят
от региона, по которому проходит магистральный трубопровод, и
топографических условий трассы:
КЛ = сЛ · L · kр · kТ,
(4)
ЭЛ = сЭЛ · L · kр · kТ,
(5)
27
КСТ = сСТ · n· kр · kТ,
(6)
ЭСТ = сЭСТ · n · kр · kТ,
(7)
где Эл, Эст – эксплуатационные расходы на линейную часть и КС; L – длина
магистрального трубопровода; n – количество КС на магистральном
трубопроводе; сл – стоимость строительства одного километра трубопровода
(прил. 7); сэл – стоимость эксплуатации одного километра трубопровода (прил.
7); kр – районный коэффициент удорожания строительства и эксплуатации
магистрального трубопровода; kТ – топографический коэффициент удорожания
строительства и эксплуатации магистрального трубопровода.
Для Тюменской области можно принять следующие значения районного
и топографического коэффициентов:
1) районный коэффициент:
– юг области: капитальные вложения в линейную часть – 2,0;
капиталовложения в КС – 2,0;
эксплуатационные расходы – 1,5;
– Ханты-Мансийский автономный национальный округ:
капитальные вложения в линейную часть – 2,8;
капиталовложения в КС – 2,5;
эксплуатационные расходы – 1,8;
– Ямало-Ненецкий автономный национальный округ:
капитальные вложения в линейную часть – 2,8;
капиталовложения в КС – 2,6;
эксплуатационные расходы – 1,9;
2) топографический коэффициент:
– болотистый участок: линейная часть – 1,7;
КС – 1,07;
– водные преграды: русловая часть – 4,8;
пойменная часть – 2,0.
Если толщина стенки труб отличается от указанной в табл. 1 и 2 прил. 7,
то приближенно стоимость строительства 1 км трубопровода может быть
определена по формуле
сЛ
0,5с ЛО (1
),
0
где сЛО – стоимость строительства 1 км трубопровода при толщине стенки δ 0
(прил. 7); δ – толщина стенки трубопровода.
В зависимости от типа ГПА и наличия в составе КС аппаратов
воздушного охлаждения (АВО) в технологическом процессе транспорта газа
может использоваться топливный газ, электроэнергия или и то, и другое.
28
Стоимость топливного газа определяется зависимостью
QТГ сТГ ,
SТГ
где QТГ – расход топливного газа за анализируемый период.
Стоимость электроэнергии определяется в зависимости от величины
заявленной мощности силовых установок и количества потребленной
электроэнергии.
Если заявленная мощность превышает 750 кВт, то стоимость
электроэнергии рассчитывается по двухставочному тарифу:
S ЭЛ
сЭЛ 1 N 3 n сЭЛ 2 N Т ,
где Nз – заявленная мощность КС, кВт; n – количество месяцев в
анализируемом периоде; N – потребляемая электродвигателями КС мощность;
Т – продолжительность анализируемого периода, час.
Вопросы для самопроверки
1.
Какова главная задача технологического расчета магистральных
газопроводов?
2.
Каким общим критерием оптимальности определяется выбор
диаметра газопровода?
3.
Какой главной составляющей определяется структура затрат на
транспорт газа?
4.
Как определяется стоимость строительства и эксплуатации одной
компрессорной станции?
6. Выбор типа газоперекачивающих агрегатов, определение числа КС
и расстояния между ними
Исходя из расчетной суточной производительности газопровода,
подбирается основное оборудование компрессорной станции: нагнетатель,
АВО, пылеуловитель (ПУ).
Суточная производительность газопровода при стандартных условиях Q
(млн м3/сут) определяется по формуле
Q
QГ 103
365 К И
,
(8)
где QГ – годовая производительность газопровода, млрд м3/год; КИ – оценочный
коэффициент использования пропускной способности газопровода, который
ориентировочного можно принять КИ = 0,85–0,9.
29
Расчет выполняется в соответствии с требованиями норм
технологического проектирования.
Для определения числа компрессорных станций необходимо уточнить
рабочее давление в газопроводе на входе и выходе компрессорной станции.
Выбранные давления должны соответствовать нормативным давлениям на
входе и выходе центробежных нагнетателей в соответствии с их
характеристиками.
Современные магистральные газопроводы проектируются на рабочее
давление Р = 7,5 МПа. Проектирование газопроводов на рабочее давление
Р = 5,6 Мпа производится только для случаев соединения проектируемых
газопроводов с системой существующих газопроводов такого же рабочего
давления. Далее, исходя из расчетной суточной производительности и
принятого рабочего давления, выбирается тип газоперекачивающего агрегата.
По паспортным данным центробежного нагнетателя (ЦН) определяются
номинальные значения давления всасывания Р ВС и нагнетания Р НАГ.
Пользуясь формулой пропускной способности газопровода
2,5
ВН
Q 105, 087 D
рН2 рК2
,
ZСР Т СР l
(9)
выразим длину линейного участка между компрессорными станциями:
5
105, 087 2 DВН
( рН2 рК2 )
,
(10)
Q2
Z СР Т СР
где DВН – внутренний диаметр газопровода, м; рН и рК – соответственно
давления в начале и в конце линейного участка газопровода, МПа;
λ – коэффициент гидравлического сопротивления; ZСР – средний по длине
коэффициент сжимаемости газа ZСР = f (рСТ, ТСР); Δ – относительная плотность
газа.
Длина последнего участка газопровода LК с учетом его аккумулирующей
способности также определяется по формуле (10), давление в конце перегона
принимается рК = р΄К (р΄К – давление газа в конце газопровода).
Полагая, что рабочее давление в газопроводе равно номинальному
давлению нагнетания ЦН (по паспортным данным ЦН), вычисляется толщина
стенки газопровода:
l
n p р Н DH
2( R1
n p рН )
,
где np – коэффициент надежности по нагрузке; рН – рабочее давление в
трубопроводе; R1 – расчетное сопротивление металла трубы, МПа.
30
Вычисленное значение толщины трубопровода δ округляется в большую
сторону до стандартной величины δН из рассматриваемого ассортимента труб.
Для расчета расстояния между КС можно принять ориентировочное
значение средней температуры, например,
(Т 0 Т Н )
,
(11)
2
где Т0 – температура окружающей среды на глубине заложения газопровода;
ТН – температура газа на входе в линейный участок, которую можно принять
равной 303–313 К.
Давление в начале газопровода определяется по формуле
Т СР
рН = рНАГ – (δрВЫХ + δрОХЛ) = рНАГ – ΔрНАГ ,
(12)
где δрВЫХ – потери давления в трубопроводе между компрессорным цехом и
узлом подключения к линейной части магистрального газопровода (без учета
потерь давления в системе охлаждения транспортируемого газа); δрОХЛ –
потери давления в системе охлаждения газа, включащие и его обвязку.
Для охлаждения газа в аппаратах воздушного охлаждения (АВО) следует
принимать δрОХЛ = 0,06 МПа. При отсутствии охлаждения газа δрОХЛ = 0.
Потери давления могут быть приняты по табл. 2.
Таблица 2
Потери давления газа на КС
Давление
в газопроводе
(избыточное), МПа
5,40
7,35
9,81
Потери давления газа на КС, МПа
на всасывании ΔрВС
на нагнетании
при одноступенчатой при двухступенчатой
δрвых
очистке газа
очистке газа
0,08
0,13
0,07
0,12
0,19
0,11
0,13
0,21
0,13
Давление в конце участка газопровода:
рК = рВС + ΔрВС ,
(13)
где ΔрВС – потери давления газа на входе КС с учетом потерь давления в
подводящих шлейфах и на узле очистки газа (принимается по табл. 2).
Коэффициент гидравлического сопротивления λ определяется по формуле
1,05
31
ТР
2
Г
Е
,
(14)
где ЕГ – коэффициент гидравлической эффективности, принимается по
результатам расчетов диспетчерской службы в соответствии с отраслевой
методикой; при отсутствии этих данных коэффициент гидравлической
эффективности принимается равным 0,95, если на газопроводе имеются
устройства для периодической очистки внутренней полости трубопровода, а
при отсутствии указанных устройств принимается равным 0,92.
Коэффициент сопротивления трению для всех режимов течения газа в
газопроводе определяется по формуле
λТР
158
0, 067
Re
2 kЭ
DВН
0,2
,
(15)
где kЭ – эквивалентная шероховатость труб; для монолитных труб без
внутреннего антикоррозионного покрытия принимается равной 3 · 10 -5 м;
DВН – внутренний диаметр трубопровода, м; Re – число Рейнольдса, которое
определяется по формуле
Re 17, 75
Q
DВН
,
(16)
где Q – производительность газопровода, млн м3/сут; DВН – внутренний диаметр
газопровода, м; μ – коэффициент динамической вязкости, Па·с.
Если производительность газопровода неизвестна, то в первом
приближении можно принять квадратичный режим течения газа и λТР
определить как
ТР
2 kЭ
0,067
DВН
0, 2
.
(17)
Коэффициент сжимаемости газа определяется по формуле
Z CР
1
0,0241 р ПР
,
(18)
где значения приведенных давления и температуры при р = р СР и Т = ТСР
определяются как
р
рПР =
;
(19)
рПК
32
Т ПР
1 1,68 Т ПР
Т
;
Т ПК
2
0,78Т ПР
(20)
3
0,0107 Т ПР
.
(21)
Среднее давление в газопроводе можно определить по формуле
р К2
2
рСР
рН
.
(22)
3
рН рК
Вычислив расстояния между КС по формуле (10), определяем требуемое
число компрессорных станций:
L LК
l
n0
1.
(23)
После округления найденного числа КС n0 до целого значения n (как
правило, в большую сторону) уточняем значения расстояний между КС:
L LК
.
n 1
l
(24)
В случае, если на КС установлены ГПА с приводом от газовой турбины
или двигателя внутреннего сгорания, часть транспортируемого газа будет
потребляться на собственные нужды и производительность магистрального
газопровода будет от участка к участку снижаться, что приведет к изменению
параметров участков магистрального газопровода.
Рекомендуется учет расхода топливного газа производить при длине
газопровода более 500 км. Для такого газопровода производительность каждого
участка можно выразить как
Qi
Q QТГ i ,
(25)
где Qi – производительность i-го участка; Q – производительность поступления
газа на первую КС; QТГ – объем потребляемого КС топливного газа; i – номер
КС по ходу газа.
Используя уравнение пропускной способности участка, можно записать
следующее соотношение длин участков с различной производительностью:
li
l
Q
Q QТГ i
2
или
,
33
li
l
Q
Q QТГ i
2
.
(26)
Тогда для принятого числа КС можно записать длину газопровода как
сумму длин участков его составляющих:
2
n 1
L
l
i
Q
QТГ i
1 Q
Q
Q QТГ n
2
,
(27)
где l – средняя длина участка между КС.
LК
l
р Н2
р Н2
р К2
.
р К2
(28)
При принятом числе КС из (27) определяется средняя длина участка
между КС. Затем, пользуясь формулой (26), рассчитывают длину всех
промежуточных участков и определяют длину конечного участка.
Вопросы для самопроверки
1.
Каково числа компрессорных станций?
2.
Как определяются номинальные значения давления всасывания и
нагнетания центробежного нагнетателя?
3.
По какой зависимости определяется средняя длина участка между
компрессорными станциями?
4.
Как определяется давление газа в начале газопровода?
7. Уточненный тепловой и гидравлический расчет участка газопровода
между двумя компрессорными станциями
Уточненный тепловой и гидравлический расчет участка газопровода
между двумя компрессорными станциями производится с целью определения
давления и температуры газа в конце рассматриваемого участка.
Абсолютное давление в конце участка газопровода определяется из
формулы расхода (9) при средних значениях температуры и давления газа на
линейном участке, которые определяются методом последовательных приближений:
рК
рН2
Q2
ZСР Т СР l
.
5
105,0872 DВН
(29)
Уточненный расчет участка газопровода выполняется в следующем
порядке:
34
1)
в качестве первого приближения значения принимаются λ и ZСР,
найденные из предварительного определения расстояния между КС. Значение
ТСР определяется по формуле (11);
2)
по формуле (29) определяется в первом приближении значение рК;
3)
определяется уточненное среднее давление рСР;
4)
по формулам (19) и (20) с учетом средних значений давления и
температуры определяются средние приведенные давление рПР и температура
ТПР.
Для расчета конечного давления во втором приближении вычисляются
уточненные значения ТСР, λ и ZСР. Для этого при определении ТСР будем
использовать величины средней удельной теплоемкости СР, коэффициента
Джоуля-Томсона Di и коэффициента аt, вычисленные для значения рСР и ТСР
первого приближения;
5)
формуле
удельная теплоемкость газа С р (кДж/(кг·К)) определяется по
Ср
6)
1,695 1,838 10
рСР 0,1
;
3
Т СР
(30)
коэффициент Джоуля-Томсона Di (К/МПа) вычисляется по формуле
Di
7)
Т СР 1,96 10 6
3
1 0,98 10 6
2
Ср
Т СР
1,5 ;
(31)
средняя температура газа рассчитывается по формуле
Т СР
Т0
(Т Н
1 е аt l
Т0 )
at l
р Н2 р К2
1 е аt l
Di
1
,
2аt l рСР
at l
(32)
где аt – коэффициент (1/км), рассчитываемый по формуле
at
0,225
К СР DВН
,
Q
Ср
(33)
где КСР – средний на линейном участке общий коэффициент теплопередачи от
газа в окружающую среду, Вт/(м2·К);
8)
коэффициент сжимаемости ZСР определяется по формуле (18);
9)
коэффициент динамической вязкости рассчитывается по формуле
35
5,1 10 6 1
СТ
(1,1 0,25
СТ
)
0,037 Т ПР (1 0,104 Т ПР )
2
р ПР
1
;
30(Т ПР 1)
(34)
10) число Рейнольдса вычисляется по формуле (16);
11) коэффициент сопротивления трению λТР и коэффициент
гидравлического сопротивления λ вычисляются по формулам (15) и (14);
12) определяем конечное давление во втором приближении по формуле (29);
13) если полученный результат отличается от предыдущего приближения
более чем на 1 %, имеет смысл уточнить расчеты, выполняя третье
приближение, начиная с пункта 3. Если результат удовлетворяет требованиям
точности расчетов, переходим к следующему пункту;
14) уточняется среднее давление по формуле (22);
15) определяется конечная температура газа:
ТК
Т0
(Т Н
Т 0 )е
аt l
р Н2 р К2
Di
(1 е
2аt l рСР
аt l
).
(35)
На этом тепловой и гидравлический расчет участка газопровода
заканчивается.
Значение коэффициента теплопередачи КСР в выражении (33) для
подземных газопроводов (без тепловой изоляции) следует определять по
формулам ОНТП 51-1-85.
Расчетное значение коэффициента теплопередачи можно определить
также по формуле
К СР
К
1
Dвн
0,9
,
(36)
где Dвн – внутренний диаметр газопровода, м; К – базовый коэффициент
теплопередачи для газопровода диаметром 1 м.
При ориентировочных расчетах допускается принимать:
• для песка К = 1,1–2,4 Вт/(м2·К);
• для суглинка К = 1,05–1,65 Вт/(м2·К);
• для смешанного грунта К = 1,27–1,34 Вт/(м2·К).
36
Вопросы для самопроверки
1.
С какой целью производится уточненный тепловой и
гидравлический расчет участка газопровода между двумя компрессорными
станциями?
2.
Приведите последовательность уточненного расчет участка
газопровода.
3.
Как
определяется
расчетное
значение
коэффициента
теплопередачи?
8. Расчет режима работы КС
Для расчетов режимов работы КС применяются характеристики ЦН,
представляющие
зависимость
степени
повышения
давления
ε,
политропического коэффициента полезного действия ηПОЛ и приведенной
относительной внутренней мощности:
Ni
ВС
Ni
ПР
ВС
nH
n
3
,
(37)
от приведенной объемной производительности
nH
Q ВС ,
n
Q ПР
(38)
при различных значениях приведенных относительных оборотов
n
nH
ПР
n
nН
Z ПР R ПР Т ПР
,
Z ВС R Т ВС
(39)
где ρВС, ZВС, ТВС, QВС – соответственно плотность газа, коэффициент
сжимаемости, температура газа и объемная производительность ЦН,
приведенные к условиям всасывания; R – газовая постоянная; ZПР, RПР, ТПР –
условия приведения, для которых построены характеристики ЦН; Ni –
внутренняя (индикаторная) мощность; n, nН – соответственно рабочая частота
вращения вала ЦН и номинальная частота вращения.
Основные параметры некоторых типов ЦН приведены в табл. 3.
37
Таблица 3
Основные параметры некоторых типов центробежных нагнетателей
при номинальном режиме работы
Тип ЦН
QН,
млн м3 /сут
Давление
(абс.), МПа
Приведенные параметры
ε
рВС
рНАГ
ZПР
RПР,
Дж/(кг·К)
ТПР, К
nН, мин.–1
Н-300-1,23*
19,0
3,63
5,49
1,23
0,910
490,5
288
6150
370-18-1*
37,0
4,96
7,45
1,23
0,888
508,2
288
4800
Н-16-56*
51,0
3,57
5,49
1,24
0,893
508,2
307
4600
235-21-1
18,3
5,18
7,45
1,44
0,888
508,2
288
4800
ГПА-Ц-6,3/76
11,4
5,14
7,45
1,45
0,900
508,2
293
8200
ГПА-Ц-16/76
32,6
5,14
7,45
1,44
0,888
508,2
288
4900
Н-16-76-1,44
31,0
5,18
7,45
1,44
0,898
508,2
288
6340
650-21-2
53,0
4,97
7,45
1,45
0,900
501,4
288
3700
650-22-2
47,0
4,97
7,45
1,45
0,900
501,4
288
3700
CDR-224
17,2
4,93
7,45
1,51
0,900
490,5
288
6200
RF2BB-30
21,8
4,93
7,45
1,51
0,900
490,5
288
6200
RF2BB-36
38,0
4,93
7,45
1,51
0,890
510,1
288
4437
PCL802/24
17,2
5,00
7,45
1,49
0,900
490,5
288
6200
PCL1002/40
45,0
4,93
7,45
1,51
0,900
490,5
288
4670
* – давления рВС и рНАГ для работы нагнетателей по схеме двухступенчатого сжатия
Порядок определения рабочих параметров следующий:
1) по известному составу газа, температуре и давлению на входе в ЦН
определяется коэффициент сжимаемости ZВС;
2) определяются плотность газа ρВС и производительность нагнетателя
при условиях всасывания QВС:
ВС
СТ
р ВС Т СТ Z СТ
,
рСТ Т ВС Z ВС
(40)
QКС
CТ
,
(41)
24 60 mH
ВС
где QКC = Q – производительность КС при стандартных условиях; mН – число
параллельно работающих ЦН, определяемое из соотношения
QВС
38
QКС
,
QН
mН
(42)
где QН – номинальная производительность ЦН при стандартных условиях,
млн м3/сут;
3) задаваясь несколькими (не менее трех) значениями оборотов ротор а в
диапазоне возможных частот вращения ГПА, по формулам (38) и (39)
n
определяют QПР и
. Полученные точки наносятся на характеристику и
n H ПР
соединяются линией;
4) определяется требуемая степень повышения давления:
р НАГ
,
р ВС
(43)
где рВС, рНАГ – соответственно номинальное давление на входе и выходе ЦН.
Проведя горизонтальную линию из значения ε, найдем точку пересечения
А с кривой abc. Восстанавливая из полученной точки перпендикуляр до
пересечения с горизонтальной осью, находим QПР. Аналогично определяются
Ni
ηПОЛ и
. Значение QПР должно удовлетворять условию QПР ≥ QПРmin , где
ВС
ПР
QПРmin – приведенная объемная производительность на границе зоны помпажа
(расход, соответствующий левой границе характеристик ЦН);
5) определяется внутренняя мощность, потребляемая ЦН:
Ni
3
n
Ni
,
(44)
ВС
nН
ВС ПР
где n – фактическая частота вращения ротора ЦН, определяемая из выражения
(38):
QВС
n
nH ;
(45)
Q ПР
6) определяется мощность на муфте привода:
N e N i N МЕХ ,
(46)
где NМЕХ – механические потери мощности в редукторе и подшипниках ЦН при
номинальной загрузке (принимаются равными 1 % от номинальной мощности
привода);
39
7) вычисляется располагаемая мощность газотурбинной установки (ГТУ):
N
Р
е
N
Н
е
k N k ОБЛ kУ
Н
Т ВОЗД Т ВОЗД
1 kt
Т ВОЗД
ра
,
0,1013
(47)
Н
где N е – номинальная мощность ГТУ, кВт; k N – коэффициент технического
состояния по мощности; k ОБЛ – коэффициент, учитывающий влияние системы
противообледенения (при отключенной системе k ОБЛ = 1); k У – коэффициент,
учитывающий влияние системы утилизации тепла (при ее отсутствии k У = 1);
k t – коэффициент, учитывающий влияние атмосферного воздуха на мощность
Н
ГТУ; ТВОЗД, Т ВОЗД – соответственно фактическая и номинальная температуры
воздуха, К; ра – расчетное давление наружного (атмосферного) воздуха, МПа.
Н
Н
Значения N е , k N , k ОБЛ , k У , k t , Т ВОЗД принимаются по справочным
данным ГТУ, табл. 4.
Таблица 4
Техническая характеристика некоторых типов ГПА
с газотурбинным приводом
Тип ГТУ
ГПА-Ц-6,3
ГТК-10
ГПУ-10
ГТН-10И
ГТК-16
ГТН-16
ГПА-Ц-16
ГТН-25
ГТН-25И
N еН ,
Н
Т ВОЗД
,
кВт
6300
10000
10000
10000
16000
16000
16000
25000
25000
К
288
288
298
288
288
288
288
288
288
kN
kt
0,95
0,95
0,95
0,95
0,95
0,95
0,95
0,95
0,95
1,3
3,7
3,7
2,0
3,2
3,2
2,8
3,2
2,2
Частота вращения
силового вала, мин.–1
nmin
nmax
5740
8610
3300
5100
3360
5300
4550
6870
3500
4850
4400
6600
3430
5150
3500
3900
3270
5100
Р
8) производится сравнение N е и N е . Должно выполняться условие
N е ≤ N еР . При невыполнении этого условия следует увеличить число mН и
повторить расчет начиная с пункта 2;
9) определяется температура газа на выходе ЦН:
k 1
Т НАГ
Т ВС
k
ПОЛ
,
где k – показатель адиабаты природного газа, k = 1,31.
40
(48)
Вопросы для самопроверки
1.
От каких показателей зависит характеристика центробежного
нагнетателя?
2.
Приведите
порядок
определения
рабочих
параметров
центробежного нагнетателя.
3.
Как определяется требуемая степень повышения давления
центробежного нагнетателя?
Заключение
Проектирование газопроводов – наиболее важный этап создания
газотранспортных систем и весьма трудоемкая задача, которая должна
решаться в зависимости от назначения и условий размещения конкретного
газопровода. На этапе проектирования определяется тип оборудования, точное
расположение трубопроводов в строгом соответствии с существующими
нормами и требованиями. Одной из главных задач технологического расчета
магистральных
газопроводов
является
определение
экономически
наивыгоднейших параметров транспорта газа.
Данное пособие поможет студентам освоить современные технологии
проектирования газопроводов.
Библиографический список
1. Алиев, Р.А. Трубопроводный транспорт нефти и газа / Р.А. Алиев и др.
– М.: Недра, 1988. – 387 с.
3. Быков, Л.И. Типовые расчеты при сооружении и ремонте
газонефтепроводов /Л.И. Быков и др. – СПб.: Недра, 2006. – 259 с.
2. Волков, М.М. Справочник работника газовой промышленности /М.М.
Волков, А.А. Михеев, К.А. Конев. – М.: Недра, 1989. – 378 с.
3.
ОНТП 51–1–85. Общесоюзные нормы технологического
проектирования. Магистральные газопроводы. Ч. 1. Газопроводы. – М.:
Мингазпром, 1985. – 332 с.
4. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы / Госстрой России. –
М.: ГУП ЦПП, 1998. – 60 с.
5. Коршак, А.А. Трубопроводный транспорт нефти, нефтепродуктов и
газа/ А.А. Коршак, А.М. Нечваль. – Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2005. – 515 с.
6. Транспорт и хранение нефти и газа в примерах и задачах: учеб. пособие
/под общ. ред. Ю.Д. Земенкова. – СПб.: Недра, 2004. - 544 с.
41
Приложение 1
Газоперекачивающие агрегаты серии «Волга»
Газоперекачивающие агрегаты серии «Волга» предназначены для
транспортировки природного газа по магистральным газопроводам в составе
вновь строящихся или реконструируемых цехов линейных и дожимных
компрессорных станций, а так же подземных хранилищ газа (рис. П.1.1, П.1.2).
Рис. П.1.1. Газоперекачивающие
агрегаты серии «Волга»
Рис. П.1.2. Компоновка
газоперекачивающих агрегатов
серии «Волга»
С 2005 г. осуществляется серийное производство газоперекачивающих
агрегатов серии «Волга». Агрегаты сертифицированы и прошли все
межведомственные испытания. ГПА в зависимости от мощности могут быть
оснащены газотурбинными двигателями на базе авиационных или судовых
двигателей отечественного и импортного производства. Типы и изготовители
применяемых компрессоров определяются назначением агрегата и требуемыми
характеристиками.
Агрегаты серии «Волга» комплектуются компрессорами с рабочим
давлением до 100 атм.:
42
с «масляными» уплотнениями и «масляными» подшипниками;
с «сухими» уплотнениями и «масляными» подшипниками;
с «сухими» уплотнениями и магнитным подвесом ротора.
Функции контроля, выдачи и исполнения команд осуществляются
применяемыми системами управления МСКУ-4510, МСКУ-5000-01, «Algostar»,
«Metso
Automation»
(Финляндия),
низковольтными
комплектными
устройствами российского производства, изготовленными на импор тной
элементной базе фирм «Siemens», «General Electric» (США).
Агрегаты поставляются с использованием функционально законченных
блоков высокой заводской готовности. Габариты и вес блоков позволяют
транспортировку ГПА любыми видами наземного и водного транспорта и
монтаж на месте эксплуатации с помощью передвижных грузоподъемных
механизмов, универсального инструмента.
Кроме того, изготовитель осуществляет услуги по поддержке заказчика
ГПА:
шеф-монтаж и пусконаладочные работы;
гарантийное и постгарантийное обслуживание;
сервисное техническое обслуживание;
инженерное сопровождение эксплуатации;
обучение и обеспечение учебными материалами;
обеспечение эксплуатационной и ремонтной документацией;
планирование и организация изготовления запасных частей, инструмента
и приспособлений;
формирование и направление бригад специалистов для проведения
наиболее сложных операций по ТО и ремонту;
эксплуатация по техническому состоянию (продление ресурса).
Рис. П.1.3. Модельный ряд
ГПА серии «ВОЛГА»
ГПА-16 «Волга» - это высокоэффективный и надежный агрегат нового
поколения, созданный на базе модельного ряда двигателей КМПО и вобравший
в себя множество прогрессивных технических решений в области транспорта
43
газа. Газоперекачивающий агрегат ГПА-16 «Волга» спроектирован под
установку двигателей НК-38СТ (базовый вариант), НК-16СТ(М), НК-16-18СТ
или ДГ-90Л2 и выпускается в блочно-модульном и ангарном исполнении
мощностью 16 и 18 МВт.
Таблица П.1.1
Технические характеристики ГПА-16 «Волга»
Наименование параметра
Значение параметра
Тип приводного двигателя
НКНКНК-16НКДГ-90Л2.1
38СТ
16СТ
18СТ
16СТМ
Номинальная мощность,
16
16
18
18
16
МВт
Производительность
33÷37
33÷37
33÷37
33÷37
33÷37
3
нагнетателя, млн м /сут
Давление газа на выходе,
7,45
7,45
7,45
7,45
7,45
МПа
Степень сжатия
1,3÷1,5 1,3÷1,5
1,3÷1,5
1,3÷1,5
1,3÷1,5
Политропный КПД
86
86
86
86
86
нагнетателя, %
КПД двигателя
38
29
31
34
34
(в условиях ISO), %
Частота вращения
5300
5300
5300
5300
5300
силовой турбины, об/мин
Расход топливного газа,
4647
6200
6500
5665
5030
3
нм /ч
Содержание в выхлопных
газах:
50
150
140
150
150 (80)*
3
- окислов азота, мг/нм
120
(100)*
100
(50)**
300 (150)*
3
- окислов углерода, мг/нм
300
300
(300)*
(100)**
30 000
25 000
25 000
25 000
25 000
Межремонтный ресурс, ч
100 000
100 000
100 000
100 000
100 000
Общий ресурс, ч
С целью развития модельного ряда газоперекачивающих агрегатов
разработан технический проект газоперекачивающего агрегата номинальной
мощностью 25 МВт, вобравший в себя перспективные технические решения,
реализуемые в конструкциях ГПА-16 «Волга» (рис. П.1.4).
44
Рис. П.1.4. Размещение ГПА-25 «ВОЛГА» в здании компрессорной
Таблица П.1.2
Технические характеристики ГПА-25 «Волга»
Наименование параметра
Значение
параметра
Номинальная мощность, МВт
25
Производительность нагнетателя,
50,77
3
млн м /сут
Давление газа на выходе, МПа
7,45
Степень сжатия
1,45
Политропный КПД нагнетателя, %
86
КПД двигателя (в условиях ISO),
36,5
%
Частота вращения силовой
5000
турбины, об/мин
Расход топливного газа, нм3/ч
5163
Содержание в выхлопных газах:
- окислов азота, мг/нм3
120
3
- окислов углерода, мг/нм
300
Межремонтный ресурс, ч
30 000
Общий ресурс, ч
100 000
45
Приложение 2
Краны шаровые
Краны шаровые с пневмогидроприводом или электрогидроприводом DN
1200, 1400 мм PN 8.0, 10.0, 12.5 МПа (рис. П.2.1, П.2.2).
Рис. П.2.1. Краны
шаровые с
пневмогидроприводом
или
электрогидроприводом
Рис. П.2.2. Размеры опорных лап шаровых
кранов DN 1200, 1400 для установки на
фундамент
46
Приложение 3
Газораспределительные станции
Типовая принципиальная схема блочной газораспределительной станции
ГРС «Газпроммаш» представлена на рис. П.3.1.
Примеры
блок
боксов
базовых
вариантов
блочных
газораспределительных станций производительностью до 100000 м 3/ч
представлены на рис. П.3.2 - П.3.4.
Блок-бокс переключения включает в себя:
байпасную линию;
переключающие шаровые краны с пневмоприводом;
узел предохранительных клапанов;
узел подготовки импульсного газа;
систему принудительной вентиляции;
датчики охранной и пожарной сигнализации;
датчики КИПиА и сигнальное оборудование;
электроосвещение;
электрообогрев (при необходимости).
Блок-бокс редуцирования включает в себя:
узел очистки газа с двумя фильтрами (основным и резервным) и
накопителем (сброс конденсата в дренажную емкость автоматический);
две нитки редуцирования (основную и резервную) на базе регуляторов с
отсекающим устройством или с двумя последовательно установленными
регуляторами;
узел редуцирования газа для котла отопления и на дом оператора;
узел подготовки импульсного газа;
систему принудительной вентиляции;
датчики КИПиА и сигнальное оборудование;
электроосвещение.
Блок-бокс КИПиА состоит из трех помещений:
первое помещение – топочная с котлом отопления, обеспечивающим
обогрев блок-бокса КИПиА и блок-бокса редуцирования;
второе помещение – мастерская;
третье помещение – электрооборудование КИПиА (шкаф контроля и
управления ГРС, щит электропитания, источник бесперебойного
питания).
Узел коммерческого учета газа изготавливается на базе УСБ или БСУ с
измерительными трубопроводами, размещенными в отдельном блок-боксе или
на открытой площадке. В качестве расходомеров, по выбору заказчика
применяются измерительные комплексы «СуперФлоу» или «ГиперФлоу»
(опросный лист предусматривает и другие варианты для учета газа: ко мплексы
для измерения количества газа СГ-ЭК, вихревые, ультразвуковые счетчики и
т.д.). В случае размещения узла измерения на открытой площадке вычислитель
расхода (или корректор) газа устанавливается в блок - боксе редуцирования.
47
Рис. П.3.1. Типовая принципиальная схема блочной газораспределительной станции
48
Рис. П.3.2. Блок-бокс редуцирования станции «ГРС ГАЗПРОММАШ-20»
49
Рис. П.3.3. Блок-бокс редуцирования станции «ГРС ГАЗПРОММАШ-50»
50
Рис. П.3.4. Генеральный план размещения станции «ГРС ГАЗПРОММАШ-20»
51
Основные параметры «ГРС ГАЗПРОММАШ-20»
№
п/п
1
2
Наименование параметра и характеристики
6
Давление газа на входе (условное/рабочее давление)
Давление газа на выходе
Максимальная пропускная способность станции при
скорости газа < 25 м/с:
Рвых=0,3 МПа, Рвх=0,8-7,5 Мпа
Рвых=0,6 МПа, Рвх=1,1-7,5 Мпа
Рвых=1,2 МПа, Рвх=1,7-7,5 Мпа
Напряжение основного питания
Потребляемая мощность:
– в дежурном режиме
– при полной нагрузке
Время работы в режиме аварийного питания
7
Температура окружающего воздуха
3
4
5
8
9
Диаметр трубопровода:
– на входе ГРС
– на выходе ГРС
Масса блокбоксов:
– блок-боксы переключений
– блок-боксы рецудирования
Таблица П.3.1
Показатели
до 8,0 / 7,5 МПа
0,3-1,2 МПа
11000 нм³/ч
19500 нм³/ч
36200 нм³/ч
220/380В
0,5 кВт
7 кВт
48 ч
-40°С до +40°С
для ХЛ -60°С до +60°С
108х6
159х8
не более 12000 кг
не более 9000 кг
Таблица П.3.2
Основные параметры «ГРС ГАЗПРОММАШ-50»
№
п/п
1
2
Наименование параметра и характеристики
6
Давление газа на входе (условное/рабочее давление)
Давление газа на выходе
Максимальная пропускная способность станции при
скорости газа < 25 м/с:
Рвых=0,3 МПа, Рвх=0,8-7,5 Мпа
Рвых=0,6 МПа, Рвх=1,1-7,5 Мпа
Рвых=1,2 МПа, Рвх=1,7-7,5 Мпа
Напряжение основного питания
Потребляемая мощность:
– в дежурном режиме
– при полной нагрузке
Время работы в режиме аварийного питания
7
Температура окружающего воздуха
3
4
5
Показатели
до 8,0 / 7,5 МПа
0,3-1,2 МПа
25500 нм³/ч
44800 нм³/ч
83100 нм³/ч
220/380В
0,5 кВт
7 кВт
48 ч
-40°С до +40°С
для ХЛ -60°С до +60°С
Масса блок боксов:
8 – блок-боксы переключений;
не более 12000 кг
не более 9000 кг
– блок-боксы редуцирования
52
Типовая принципиальная схема и примеры базовых вариантов блочных
газораспределительных станции «Газпроммаш» производительностью до 10000
м3/ч с размещением узлов переключения, очистки и редуцирования в едином
блок-боксе представлены на рис. П.3.5- П.3.6.
Типовая принципиальная схема и пример базового варианта блочной
газораспределительной станции «Газпроммаш» производительностью до 5000
м3/ч с размещением технологического оборудования в едином блок-боксе
представлены на рис П.3.7.
Вариант исполнения блок-бокса КИПиА состоящего из трех помещений
(помещение подготовки теплоносителя, КИПиА и мастерская), изображен на
рис. П.3.8.
Газораспределительные станции «Газпроммаш» производительностью
свыше 160 тыс. м3/ч, как правило, изготавливаются по индивидуальным
проектам с использованием типовых решений и опыта конструирования
отдельных единиц оборудования из состава ГРС (рис. П.3.11).
Пример размещения на площадке оборудования ГРС «Газпроммаш-300»
представлен на рис. П.3.12.
Примеры блок - зданий газораспределительных станции представлены на
рис. П.3.9 - П.3.10.
53
Рис. П.3.5. Типовая принципиальная схема блочной газораспределительной станции
54
Рис. П.3.6. Блок-бокс редуцирования станции «ГРС ГАЗПРОММАШ-5»
55
Рис. П.3.7. Схема пневматическая принципиальная станции ГРС «ГАЗПРОММАШ-3»
56
Рис. П.3.8. Блок-бокс КИПиА ГРС «ГАЗПРОММАШ» 3- секционный
57
Рис. П.3.9. Газораспределительная станция ГРС «ГАЗПРОММАШ-10»
58
Рис. П.3.10. Газораспределительная станция ГРС «ГАЗПРОММАШ-80»
59
Рис. П.3.11. Газораспределительная станция ГРС «ГАЗПРОММАШ-160»
60
Рис. П.3.12. Размещение на площадке оборудования ГРС «ГАЗПРОММАШ-300»
61
Приложение 4
Узел измерения расхода и количества природного газа с контролем кач ества
Узел измерения расхода и количества природного газа в составе
газоизмерительной станции (ГИС) размещается в едином модульном здании
или в нескольких блоках-контейнерах и предназначен для измерения и
регистрации объемного расхода и объема природного газа, приведенных к
стандартным условиям, а также определения показателей его качества, включая
компонентный состав, плотность, влажность, удельную теплоту сгорания и
число Воббе.
Рис. П.4.1. Узел измерения
расхода и количества
природного газа
В состав узла измерения расхода газа входят:
блок измерительных трубопроводов с установленными в нем
преобразователями расхода газа (ПР) с прямолинейными участками, а
также датчиками давления и преобразователями температуры,
входящими в комплект оборудования системы измерения расхода газа;
блок контроля качества с установленным в нем аналитическим
оборудованием - средствами измерения качественных характеристик
природного газа;
система автоматического управления ГИС (САУ ГИС ).
блочное здание операторной с системами жизнеобеспечения;
комплект запорной арматуры с электроприводами.
62
Блок измерительных трубопроводов включает в свой состав:
преобразователи расхода (основные и дублирующие), в качестве которых
применяются как быстросменные сужающие устройства (БСУ) так
и ультразвуковые преобразователи расхода (УЗПР);
трубопроводы рабочих и резервных импульсных трубок (ИТ) с
прямолинейными участками, расположенными непосредственно
до и после преобразователей расхода;
запорную арматуру ИТ с электропневматическим или электрическим
приводом;
вспомогательное
оборудование
и устройства
(УПП
или
струевыпрямители, пробоотборные зонды, оборудование КИП и т.д.);
модульное здание или блок-контейнер для размещения ПР с
прямолинейными участками, а также датчиков и преобразователей,
входящих в комплект оборудования системы измерения расхода газа.
В качестве основного преобразователя расхода используется УЗПР
Flowsic 600 с прямолинейными участками измерительного трубопровода. Для
определения объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным
условиям, применяются вычислители расхода «СуперФлоу-21В», Floboss 600 и
др. в комплекте с преобразователями давления и термопреобразователями. Для
организации дублирующей системы вычисления расхода газа на каждом ИТ
используются два комплекта преобразователей давления и преобразователей
температуры с перекрестным подключением к вычислителям.
Блок контроля качества включает в свой состав:
блок - контейнер приборный для размещения датчиков и
преобразователей средств измерения качественных характеристик
природного газа, входящих в комплект оборудования ГИС;
промышленный хроматограф PGC 90.50.
Хроматограф обеспечивает измерение компонентного состава ПГ, а также
вычисление плотности газа в стандартных условиях, удельной теплоты
сгорания и числа Воббе в соответствии с ГОСТ 31371.7-2008 «Газ природный.
Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой
неопределенности» и ГОСТ 31369-2008 «Вычисление теплоты сгорания,
плотности, относительной плотности и числа Воббе на основе компонентного
состава». Системы пробоотбора, пробоподготовки и линия подачи проб газа
хроматографа выполнена в соответствии с ГОСТ 31370-2008 «Газ природный.
Руководство по отбору проб».
В качестве анализаторов точки росы используются анализаторы «КонгПрима» или потоковый лазерный анализатор серии SS 2200. Двухканальное
исполнение анализатора позволяет дополнительно определять микропримеси
сероводорода в газе.
Анализатор серосодержащих соединений на базе модели хроматографа
РGC 90.50 с электрохимическим детектором обеспечивает измерение
сероводорода и меркаптанов от 1 до 100.000 ppmv.
63
САУ ГИС предназначена для обеспечения автоматизированного
выполнения функций сбора, обработки, отображения, регистрации информации
по учету газа и контроля его качественных характеристик, а также для
обеспечения безопасного функционирования оборудования ГИС. САУ ГИС
имеет многоуровневую иерархическую структуру и обеспечивает выполнение
следующих функций:
автоматическое определение расхода и количества природного газа,
приведенного к стандартным условиям;
автоматическое измерение компонентного состава газа, теплотворной
способности газа, плотности при нормальных условиях, с передачей
данных в вычислители расхода;
автоматическое измерение температуры точки росы по воде и
углеводородам;
контроль содержания серосодержащих соединений в газе;
формирование и передача на верхний уровень управления отчетов о
расходе и количестве, качественных показателей газа;
дистанционное управление запорной арматурой ИТ, автоматизированное
управление технологическим оборудованием;
автоматическая самодиагностика комплекса технических средств;
управление системами противоаварийной защиты и жизнеобеспечения
блок-боксов ГИС.
Программно-технический комплекс САУ ГИС размещается в блочном
здании операторной и включает в свой состав:
шкаф вычислителей, в котором установлен ПЛК САУ ГИС с модулями
ввода-вывода, блоки согласования и вычислители, интерфейсные блоки
анализаторов влажности;
шкаф системы ПАЗ, в котором смонтированы вторичные приборы
автоматической системы пожарной сигнализации и пожаротушения и
системы контроля загазованности;
шкаф распределительный, в котором смонтированы автоматы защиты
цепей, УЗО, модули грозозащиты цепей электропитания;
стойка операторская, в которой смонтирован промышленный компьютер
АРМ оператора (основной и резервный) и источник бесперебойного
питания с комплектом аккумуляторных батарей.
Блок-бокс операторный представляет собой модульное здание,
монтируемое на заранее подготовленном фундаменте из нескольких модулей,
собранных в заводских условиях, рис. П.4.2. Оборудование, монтируемое в
здании операторной, поставляется отдельно в виде комплектных заводских
сборок, устанавливается на заранее подготовленные места и соединяется между
собой электрическими кабелями.
64
Рис. П.4.2. Блок-бокс операторный
В здании операторной выделяются несколько помещений:
операторный зал, в котором размещаются шкафы с оборудованием
АСУРГ и САУ ГИС с панелью дистанционного управления
исполнительными механизмами, контроллер автоматической системы
пожарообнаружения, пожаротушения и контроля загазованности, а также
автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора ГИС (рис. П.4.3);
помещение электрощитовой, в котором размещены шкафы с силовым
электрооборудованием, устройствами основного и резервного
электропитания, а также модули системы автоматического газового
пожаротушения;
вентиляционная камера с оборудованием приточно-вытяжной системы
вентиляции, воздушного отопления и кондиционирования;
бытовая комната оператора.
Рис. П.4.3. Операторный зал
Качественное и количественное определение состава многокомпонентных
газообразных и жидкостных смесей в производственных и транспортных
потоках выполняют при помощи поточных газовых хроматографов (рис. П.4.4).
65
Рис. П.4.4. Промышленный поточный
газовый хроматограф PGC 90.50
Хроматографы могут применяться в качестве датчиков в системах
автоматического контроля и регулирования технологических процессов
нефтеперерабатывающих,
нефтехимических,
газоперерабатывающих
предприятий. Технические характеристики промышленного поточного газового
хроматографа PGC 90.50 приведены в табл. П.4.1.
Таблица П.4.1
Технические характеристики промышленного поточного газового
хроматографа PGC 90.50
Наименование
Характеристика
характеристики
Датчик анализатора
PGC 90.50
Стандартные блоки
Линия подачи проб
Шкаф
Взрывозащита
Линия отбора анализируемых
газов
Встроенная память
Интерфейсы
Потребляемый газ-носитель
Электропитание
Газового питания, градуировки, подготовки
проб
Обогреваемая
С блоком управления
EExdllCT4
С обогреваемым редуктором на каждой линии
16 Мб, зарезервировано для хранения
протоколов анализов
RS232, RS485, Modbus RTU/TCP, Ethernet
Гелий газообразный марки "А" (10-20 мл/мин)
220 / 380 В, 50 Гц, 300 Вт (55 Вт при выходе на
режим)
66
Приложение 5
Блок подачи метанола
Блок предназначен для дозированного ввода и перекачки метанола в
трубопровод системы добычи, транспорта и подготовки газа с целью
предотвращения процесса гидратообразования (рис. П.5.1).
Рис. П.5.1. Блок подачи метанола
Блок-бокс изготовлен из теплоизолирующего материала. Блок разделён
на два отсека - технологический и аппаратурный, герметично изолированные
друг от друга (аппаратурный отсек может быть изготовлен в виде отдельного
блок-бокса) или без аппаратного отсека, (рис. П.5.2).
Технологическое оборудование: фильтр, агрегат дозировочный, гаситель
пульсации, манометр, клапан предохранительный, обратный клапан и т.д.
Возможна подача одним насосом на гребёнку и разделение на несколько ниток
с возможностью регулирования расхода каждой нити.
Приборы КИПиА: датчики расхода, давления, температуры прорыва
мембраны и т. д.
Системы жизнеобеспечения: освещения, вентиляции и отопления.
Сигнализация: загазованности, пожара и охраны.
Автоматическая система тушения пожара.
В аппаратурном отсеке размещены шкафы управления и силовой.
Оборудование шкафа управления обеспечивает автоматизированную работу
блока без постоянного присутствия обслуживающего персонала с
возможностью контроля и управления с верхнего уровня.
67
Рис. П.5.2. Блок-бокс подачи метанола
68
Приложение 6
Устройства запуска и приема очистных устройств
Устройства запуска и приема для газопроводов Dу 1400, 1200, 1000, 800,
700, 500, 400, 350, 300 мм.
Таблица П.6.1
Технические характеристики устройства
Наименование показателя
Значение
Давление, рабочее, не более
МПа
расчетное
4,0
8,0
10,0
12,5
4,0
8,0
10,0
12,5
пробное при
гидроиспытании
Температу рабочей среды
ра, °С
расчетная стенки
Минимально
допустимая
отрицательная
стенки,
находящейся под
давлением
Группа сосуда для контроля
сварных соединений
Прибавка для компенсации
коррозии, мм
Среда
состав
(характери
стика)
6,0
12,0
15,0
19,0
класс опасности
взрывоопасность
пожароопасность
Допустимая сейсмичность, балл
Район территории по
скоростным напорам ветра
Установленный срок службы,
лет
Число циклов нагружения за
весь срок службы, не более
Время открытия (закрытия)
затвора, мин , не более
от минус 10 до плюс 60
плюс 80
минус 60
1
2
природный газ с массовыми долями не более: СО 2 -2
%, азота - 2,5 %, H2 S -0,02 г/нм3 , влаги и конденсата
- не более 15 г/нм3 , механических примесей не более
10 мг/нм3 , размер отдельных частиц до 1 мм
4 ГОСТ 12.1.007-76
да
да
9
IV
30
400
20
69
Рис. П.6.1. Устройство запуска и приема очистных устройств для газопроводов.
Камера запуска средств очистки и диагностики газопроводов Dу300 в блочном
исполнении с правым расположением патрубка подвода газа
УКГЗ-300-8,0-Б-Пр
70
Приложение 7
Стоимость строительства и эксплуатации
трубопроводов и компрессорных станций
Таблица П.7.1
Таблица П.7.2
71
Оглавление
Введение .............................................................................................................. 3
1. Структура магистральных газопроводов ......................................................... 3
2. Газотурбинная установка компрессорных станций ......................................... 6
3. Способы прокладки магистральных газопроводов .........................................11
4. Линейные сооружения магистральных газопроводов.....................................12
4.1. Общие положения ........................................................................................12
4.2. Переходы и перемычки .................................................................................17
4.3. Узлы редуцирования .....................................................................................19
4.4. Узлы очистки полости газопроводов ...........................................................21
4.5. Запорная арматура ......................................................................................22
4.6. Размещение запорной и другой арматуры на газопроводах ........................24
5. Определение оптимальных параметров МГ....................................................26
6. Выбор типа газоперекачивающих агрегатов, определение числа КС
и
расстояния между ними ......................................................................................29
7. Уточненный тепловой и гидравлический расчет участка газопровода между
двумя компрессорными станциями ....................................................................34
8. Расчет режима работы КС ...............................................................................37
Заключение .........................................................................................................41
Библиографический список ................................................................................41
Приложение 1. Газоперекачивающие агрегаты серии «Волга»…………………42
Приложение 2. Краны шаровые ..........................................................................46
Приложение 3. Газораспределительные станции………………………………..47
Приложение 4 Узел измерения расхода и количества природного газа с
контролем качества………………………………………………………………...62
Приложение 5. Блок подачи метанола…………………………………………….67
Приложение 6. Устройства запуска и приема очистных устройств…………….69
Приложение 7. Стоимость строительства и эксплуатации трубопроводов и
компрессорных станций......................................................................................71
72
Учебное издание
Газопроводы
Учебное пособие
по дисциплине «Газоснабжение» для студентов 3 курса дневной формы
обучения направления 08.03.01 «Строительство», профиль
«Теплогазоснабжение и вентиляция»
и по дисциплине «Газопроводы» для студентов 4 курса дневной формы
обучения направления 21.03.01 «Нефтегазовое дело», профиль
«Проектирование, строительство и эксплуатация газонефтепроводов
и газонефтехранилищ»
Составители:
Кузнецов Сергей Николаевич, д-р техн. наук, проф.
Кузнецова Галина Александровна, канд. техн.наук, доц.
Редактор Акритова Е.В.
Подписано в печать 02.11.15 г. Формат 60×84 1/16. Уч.-изд. л. 4,6.
Усл.-печ. л. 4,7. Бумага писчая. Тираж 100 экз. Заказ № 442.
________________________________________________________________
Отпечатано: отдел оперативной полиграфии издательства учебной литературы
и учебно-методических пособий Воронежского ГАСУ
394006 Воронеж, ул. 20-летия Октября, 84
Документ
Категория
Без категории
Просмотров
33
Размер файла
3 608 Кб
Теги
кузнецов, газопроводов, 659
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа