Эксплуатация газопровода

Наносим данные значения на приведенную характеристику нагнетателя  СПЧ 235-1.45/76, и определяем приведенную объемную производительность Q_пр :

;

;

;

.

Уточняем n, [об/мин]:

.

 

Относительная внутренняя мощность:

.

Мощность на муфте привода:

.

N_мех – 1% от номинальной мощности ГПА

Температура в нагнетателе:

.

КС-1

Параметры на входе в КС:

;

.

Исходя из заданной производительности выбираем агрегаты СПЧ 235-1.45/76, соединенные параллельно.

Приведенные характеристики нагнетателя СПЧ 235-1.45/76:

;

;

.

Определяем количество ГПА  на станции:

.

Берем .

Агрегаты  будут работать по схеме: 4+1, 4 рабочих и 1 в резерве.

Плотность газа при всасывании:

.

Коэффициент сверхсжимаемости:

;

;

;

;

.

Объемная производительность приведенная к условиям входа:

;

.

Определим степень сжатия ε:

.

Выберем 3 значения n близких к : 6100 [об/мин]; 6300 [об/мин]; 6700 [об/мин] и рассчитаем:

;

.

n, [об/мин]	6100	6300	6700
	1.002	1.035	1.101
	323.92	313.64	294.91

Наносим данные значения на приведенную характеристику нагнетателя  СПЧ 235-1.45/76, и определяем приведенную объемную производительность Q_пр :

;

;

;

.

Уточняем n, [об/мин]:

.

 

Относительная внутренняя мощность:

.

Мощность на муфте привода:

.

N_мех – 1% от номинальной мощности ГПА

Температура в нагнетателе:

.

КС-2

Параметры на входе в КС:

;

.

Исходя из заданной производительности выбираем агрегаты СПЧ 235-1.45/76, соединенные параллельно.

Приведенные характеристики нагнетателя СПЧ 235-1.45/76:

;

;

.

Определяем количество ГПА  на станции:

.

Берем .

Агрегаты  будут работать по схеме: 4+1, 4 рабочих и 1 в резерве.

Плотность газа при всасывании:

.

Коэффициент сверхсжимаемости:

;

;

;

;

.

Объемная производительность приведенная к условиям входа:

;

.

Определим степень сжатия ε:

.

Выберем 3 значения n близких к : 6100 [об/мин]; 6300 [об/мин]; 6700 [об/мин] и рассчитаем:

;

.

n, [об/мин]	6100	6300	6700
	1.036	1.070	1.138
	273.15	264.48	248.69

Наносим данные значения на приведенную характеристику нагнетателя  СПЧ 235-1.45/76, и определяем приведенную объемную производительность Q_пр :

;

;

;

.

Уточняем n, [об/мин]:

.

Относительная внутренняя мощность:

.

Мощность на муфте привода:

.

N_мех – 1% от номинальной мощности ГПА

Температура в нагнетателе:

.

 

РАСЧЕТ  РАСПОЛОГАЕМОЙ МОЩНОСТИ ГТУ.

 

Располагаемая мощность ГТУ - это максимальная рабочая мощность на муфте, которую может развить  ГТУ в конкретных станционных  условиях. Ее величина определяется внешними эксплуатационными условиями, уровнем  технического состояния, параметрами  эксплуатационных ограничений и  другими факторами.

Эксплуатационными ограничениями  располагаемой мощности ГТУ различных  типов могут служить разные параметры (температура на входе и выходе турбины, между турбинами, частота  вращения ротора турбокомпрессора и  т. д.).

Располагаемая мощность ГТУ

;

- номинальная  мощность ГТУ; 

- коэффициент  технического состояния ГТУ (по  мощности);

- коэффициент,  учитывающий влияние температуры  атмосферного воздуха;

- коэффициент,  учитывающий наличие утилизатора  тепла; 

- коэффициент,  учитывающий влияние высоты над  уровнем моря (0.942);

- коэффициент  влияния относительной скорости  вращения ротора силовой турбины;  =1.0.

;

- расчетная температура  атмосферного воздуха на входе  ГТУ, [К];

- коэффициент,  величины которого для некоторых  типов ГТУ приведены в приложении  Д; для оценочных расчетов рекомендуется  принимать   = 3.0.

Расчетная температура атмосферного воздуха на входе ГТУ определяется по формуле:

.

Коэффициент технического состояния  ГТУ  принимают равным 0.95.

Коэффициент, учитывающий  наличие на выхлопе ГТУ утилизатора  тепла, рекомендуется принимать 0.985;

.

 

 

ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСХОДА ТОПЛИВНОГО ГАЗА ДЛЯ ГТУ.

 

Расход топливного газа ГТУ, [тыс.м³/ч], вычисляют по формуле

;

  - номинальный  расход топливного газа;

  -  коэффициент технического состояния ГТУ (по топливу);

-  мощность, потребляемая  ЦБН, [МВт];

- расчетная температура  атмосферного воздуха, [К];

  -  номинальный к.п.д. ГТУ ;

- теплота сгорания  топливного газа, [кДж/м³].

Мощность, [кВт],  на муфте ГТУ-ЦБН в зависимости от  внутренней мощности ЦБН вычисляют по формуле

;

- механический  к.п.д. ЦБН, (0.985)

- коэффициент  технического состояния ЦБН принимается равным 0.95, если не имеется оснований для принятия другой величины.

Для оценочных расчетов допускается  определять потребляемую мощность на выходе компрессора по приближенным формулам

.

           Значения адиабатического к.п.д. принимают в зависимости от степени повышения давления:

eн	hиз
1.3-1.5	0.80-0.82
1.51-1.7	0.82-0.85
1.71-2.5	0.85-0.88

;

.

Потребление топливного газа КЦ, [млн.м³] за расчетный период, вычисляют по формуле

;

n_p – количество рабочих ГПА;

- время расчетного периода,  [ч].

ОЧИСТКА ГАЗА. ЦИКЛОННЫЕ ПЫЛЕУЛОВИТЕЛИ

Циклонный пылеуловитель:

1 - верхняя секция;

2 - входной патрубок;

3 - выходной патрубок;

4 - циклоны; 

5 - нижняя решетка; 

6 - нижняя секция;

7 - люк-лаз; 

8 - дренажный штуцер;

9 - штуцеры контролирующих приборов;

10 - штуцеры слива конденсата.

В настоящее время на КС в качестве первой ступени очистки широко применяют  циклонные пылеуловители, работающие на принципе использования инерционных  сил для улавливания взвешенных частиц. Циклонные пылеуловители более просты в обслуживании нежели масляные. Однако эффективность очистки в них зависит от количества циклонов, а также от обеспечения эксплуатационным персоналом работы этих пылеуловителей в соответствии с режимом, на который они запроектированы.

Циклонный пылеуловитель представляет собой сосуд цилиндрической формы, рассчитанный на рабочее давление в  газопроводе, со встроенными в него циклонами 4.

Циклонный пылеуловитель состоит  из двух секций: нижней отбойной 6 и  верхней осадительной 1, где происходит окончательная очистка газа от примесей. В нижней секции находятся циклонные  трубы 4.

Газ через входной патрубок 2 поступает  в аппарат к распределителю и  приваренным к нему звездообразно  расположенным циклонам 4, которые  неподвижно закреплены в нижней решетке 5. В цилиндрической части циклонных  труб газ, подводимый по касательной  к поверхности, совершает вращательное движение вокруг внутренней оси труб циклона. Под действием центробежной силы твердые частицы и капли жидкости отбрасываются от центра к периферии и по стенке стекают в коническую часть циклонов и далее в нижнюю секцию 6 пылеуловителя. Газ после циклонных трубок поступает в верхнюю осадительную секцию 1 пылеуловителя, и затем, уже очищенный, через патрубок 3 выходит из аппарата.

В процессе эксплуатации необходимо контролировать уровень отсепарированной жидкости и мехпримесей с целью  их своевременного удаления продувкой  через дренажные штуцеры. Контроль за уровнем осуществляется с помощью  смотровых стекол и датчиков, закрепленных к штуцерам 9. Люк 7 используется для  ремонта и осмотра пылеуловителя  при плановых остановках КС. Эффективность  очистки газа циклонными пылеуловителями  составляет не менее 100 % для частиц размером 40 [мкм] и более, и 95% для  частиц капельной жидкости.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

СПИСОК  ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

 

1. ГОСТ 30319.1-96 «Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение физических свойств природного газа, его компонентов и продуктов его переработки»
2. СТО Газпром 2-3.5-051-2006 «Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов»
3. Справочник работника газовой промышленности
4. СНиП 2.05.06-85* «Магистральные трубопроводы»
5. ТУ 1381-006-00186654-2010 «Трубы стальные электросварные прямошовные для газопроводов»
6. СНиП 23-01-99* «Строительная климатология»
7. Щуровский В.А., Сальников С.Ю., Барцев И.В., Цегельников Л.С., Синицын Н.С., Шинтяпин Р.В.: «Каталог газодинамических характеристик ЦБК природного газа», Московская обл., 2005.