Проект линейного участка МГП

Расчетная часть 2.doc

Низшая теплота сгорания qнi МДжст.м3
Критическое давление Ркрi МПа
Критическая температура
Молярная концентрация
Критическая температура газа Ткр К
критическая температура
Подставляем соответствующие значения Xi и Ткрi из таблицы 1 в формулу (5) для расчета критической температуры газа.
Ткр = 0936 ·19066 + 00276 ·30546 + 00123 ·3699 + 00037 ·4252 + +00007 ·4695 + 00195 ·1262 + 00002 ·30426 = 19586 К.
Критическое давление газа Ркр МПа
критическая давление i-го компонента газа МПа.
Подставляем соответствующие значения Xi и Ркрi из таблицы 1 в формулу (6) для расчета критического давления газа.
Ркр = 0936 ·464 + 00276 ·4884 + 00123 ·4255 + 00037 ·3779 + +00007 ·3373 + 00195 ·3394 + 00002 ·7386 = 4614 МПа.
Низшая теплота сгорания газовой смеси МДжст. м3
низшая теплота сгорания i-го компонента газа МДжст. м3.
Подставляем соответствующие значения Xi и qнi из таблицы 1 в формулу (7) для расчета низшей теплоты сгорания газовой смеси.
Q = 0936 ·3341 + 00276 ·5985 + 00123 ·8653 + 00037 ·11427 + +00007 ·14402 = 345 МДжст. м3 = 82455 ккалст.м3.
2 Выбор труб и расчёт толщины стенки
Методика расчета данного раздела взята из источника [3] и исходя из заданной производительности газопровода Q = 31 млрд.м3год условный диаметр для линейной части принят DУ = 1420 мм. Трубы выбраны в соответствии с "Инструкцией по применению труб в нефтяной и газовой промышленности".
По ТУ 14-3-1464-78 трубы для линейной части магистрального газопровода диаметром 1420 мм и на давление 745 МПа изготавливаются из стали 09Г2ФБ.
Сталь имеет следующие свойства:
временное сопротивление разрыву sвр = 5492 МПа;
предел текучести sт = 4214 МПа;
коэффициент надежности по материалу К1 = 155;
коэффициент надежности по назначению Кн = 11.
Проверку на прочность трубопроводов в продольном направлении производят по условию:
продольное осевое напряжение от расчётных нагрузок и воздействий МПа
коэффициент линейного расширения металла труб ; [3]
модуль упругости металла МПа ; [3]
расчётный температурный перепад
температура окружающей среды ;
минимальная температура грунта
Так как то принимаем . [3]
коэффициент перегрузки ; [3]
рабочее давление в трубопроводе МПа ;
внутренний диаметр трубопровода м
наружный диаметр трубопровода м ;
толщина стенки трубопровода м
коэффициент надежности по нагрузке в трубопроводе n =11; [3]
рабочее давление в трубопроводе МПа; Р = 745 МПа ;
наружный диаметр трубопровода мм; DH = 1420 мм;
расчётное сопротивление растяжению МПа
нормативное сопротивление растяжению металла трубы МПа; R= 5492 МПа; [3]
коэффициент надёжности по материалу трубы; К1 = 155; [3]
коэффициент надёжности по назначению трубопровода;Кн=11; [3]
коэффициент условий работы трубопровода; m = 09. [3]
Полученную расчётную толщину стенки трубопровода округляем до ближайшего большего значения. Она будет равна d =209 мм. [3]
Так как то возможны осевые сжимающие напряжения поэтому определяем коэффициент учитывающий двухосное напряженное состояние труб:
Уточняем значение толщины стенки м
Уточненное значение толщины стенки практически не отличается от ранее принятого поэтому принимаем сталь 09Г2ФБ с толщиной стенки 209 мм.
коэффициент учитывающий двухосное напряжённое состояние металла труб
кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления МПа
Условие выполняется. Следовательно прочность трубопровода обеспечена.
3 Расчёт линейного участка КС Нюксеницкая – КС Юбилейная
Методику расчета данного раздела принимаем из источника [2] приведенного в библиографическом списке.
По условию на данном участке ГП отбор газа не производится.
Найдем подачу газа после КС Нюксеницкая q млн.ст.м3сут
годовая производительность Q = 31 млрд. м3год;
коэффициент расчетной обеспеченности газоснабжения потребителей Кро = 095;
коэффициент экстремальных температур Кэт = 098;
коэффициент надежности участка магистрального газопровода Кнд = 099.
Начальная производительность q = 9215 млн.ст.м3сут.
В дальнейшем все расчёты данного участка линейной части будут проводиться с использованием q.
Расчет линейного участка газопровода произведем как расчет простого газопровода так как участок газопровода постоянного диаметра и постоянного расхода по длине.
Определение конечного давления Рк в первом приближении.
Расчет производим без учета характеристик местности т.к. разница между КС Нюксеницкая и КС Юбилейная всего 10 метров относительно уровня моря.
Конечное давление в газопроводе Рк МПа
начальное давление в ГП МПа
давление газа после ГПА МПа Р= 74 МПа;
потери давления в АВО газа и выходном шлейфе МПа Рвых=
Рн = 74 – 011 = 729 МПа.
относительная плотность газа по воздуху Δ = 0594;
коэффициент гидравлического сопротивления ГП
коэффициент сопротивления трению
эквивалентная шероховатость мм k = 003 мм; [1]
внутренний диаметр ГП м; d = 1378 мм
lтр =0067 × = 000899.
коэффициент гидравлической эффективности ГП Е = 095
средний по длине участка ГП коэффициент сжимаемости газа
приведённое давление МПа
среднее значение давления МПа
конечное давление в первом приближении МПа; берем Рк1 = 5 МПа;
критическое давление Ркр = 4614 МПа
температурный коэффициент
= 1 – 168Тпр + 078Тпр2 + 00107Тпр3 (25)
приведённая температура К
средняя по длине участка ГП температура газа К
начальная температура в ГП К Тн = 302 К;
среднегодовая температура грунта К Tо = 279 К;
=1 - 168 ×1483 + 078×14832 + 00107×14833 = 0259.
Подставив соответствующие значения в формулу (22) получим:
длина участка ГП км L = 155 км;
Подставив соответствующие значения в формулу (18) получим:
Давление на входе в КС Юбилейная получаем недостаточное. Следовательно для увеличения конечного давления на участке при заданной годовой производительности газопровода необходимо сооружение лупинга. Лупинг примем того же диаметра что и основной магистральный газопровод.
Определение длины лупинга км
давление в начале участка газопровода МПа =729 МПа;
давление в конце линейной части газопровода с лупингом МПа зададимся = 5 МПа;
давление в конце линейной части газопровода без лупинга МПа = 3879 МПа
Принимаем длину лупинга с учетом расстановки запорной арматуры на реальном газопроводе Хл = 73 км.
Получаем сложный газопровод. Для расчёта необходимо привести его к простому.
Определим эквивалентную длину км
диаметр лупинга м dл = 1378 м;
эквивалентный диаметр м dэ = 1378 м;
В дальнейшем расчет будем проводить для эквивалентной длины трубопровода.
Давление в конце газопровода в первом приближении Рк1 МПа
Среднее значение давления Рср МПа
Коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду Кср м2×КВт
термическое сопротивление изоляции трубопровода м2×КВт примем Rиз = 0 м2 × КВт;
коэффициент теплоотдачи от ГП в грунт Втм2 × К
коэффициент теплоотдачи грунта Втм × К;
3×lglгр = –92027 + 139×w + 186×rгр + 326×Тгр – 036×w2 (34)
влажность грунта % примем w = 25%;
плотность грунта тм3 примем rгр = 15 тм3;
среднегодовая температура грунта К Тгр = 279 К;
3×lglгр = – 92027 + 139×25 + 186×15 + 326×279 – 036×252
наружный диаметр газопровода м dн=142 м;
эквивалентная глубина заложения м
глубина заложения трубопровода от поверхности грунта мм
hо = 1 + 1422 = 171 м
коэффициент теплоотдачи от поверхности грунта в атмосферу
aв = - 62 + 42×u (37)
скорость ветра мс u = 31 мс
aв = - 62 + 42×31 = 682 Втм2×К
толщина снежного покрова м dсн = 03 м;
коэффициент теплопроводности снега Втм×К
Подставив соответствующие значения в формулу (33) получим:
Подставив соответствующие значения в формулу (32) получим:
Удельная теплоемкость в зависимости от Тср Ср кДжкг×К
Коэффициент Джоуля-Томсона Di КМПа
Средняя температура транспортируемого газа Тср К
Приведённую температуру найдем подставив соответствующие значения в формулу (26) Тпр К
Приведённое давление найдем подставив соответствующие значения в формулу (23) Рпр МПа
Подставив соответствующие значения в формулу (25) и (22) получим:
t = 1 – 168×151 + 078×1512 + 00107×1513 = 028
Коэффициент динамической вязкости Па×с
Коэффициент сопротивления трению
Коэффициент гидравлического сопротивления найдем подставив соответствующие значения в формулу (20)
Давление в конце участка во втором приближении Рк2 Мпа
Условие правильного расчета Рк1 и Рк2
Так как расхождение меньше 1% то давление Рк2 найдено с достаточной точностью.
Определим окончательное значение Рср МПа
Определим конечную температуру Тк К
4 Расчёт пылеуловителей КС Юбилейная
В зависимости от рабочего давления и производительности участка газопровода для очистки газа на КС Юбилейная выбираем пылеуловители ГП 144.00.000 по ТУ26-02-791-82 «Пылеуловители».
Пропускная способность одного пылеуловителя Qп млн.ст.м3сут
количество газа перед ПУ млн.ст.м3сут q = 9215 млн.ст.м3сут;
количество ПУ n = 6;
Нагрузка на 6 ПУ не выходит за границу минимальной производительности согласно графику представленному на рисунке 1.
Определяем давление на входе в пылеуловители Рвс МПа
Рвс =527 - 012= 515 МПа;
А при отключении одного из шести ПУ нагрузка на оставшиеся не выходит за пределы их максимальной производительности.
Принимаем 6 аппаратов.
Q - производительность пылеуловителя млн. нм3сут; Qma Qm P - давление газа на входе в пылеуловитель кгссм2; DP - перепад давления на аппарате кгссм2
Рисунок 1 - График зависимости производительности пылеуловителя от давления Q = f(P) при различных перепадах давления на аппарате
5 Расчёт КС Юбилейная
Методика расчета данного раздела взяты из источника [2] приведенного в библиографическом списке.
Для установки в цехе КС Юбилейная в зависимости от рабочего давления
Р = 745 МПа выбираем газоперекачивающие агрегаты ГТК-10И имеющие следующие технические характеристики: [1]
тип центробежного нагнетателя PCL-80224 – полнонапорный;
к.п.д. привода в стационарных условиях = 0257%;
номинальная частота вращения силовой турбины nн обмин nн = 6500 обмин;
коммерческая производительность нагнетателя при 20°С и давлении 01013 МПа Qн = 172 млн. ст. м3сут;
степень сжатия нагнетателя e = 149.
Количество рабочих ГПА в ступени цеха n
В соответствии с расчетом принимаем 6 рабочих ГПА а с учетом 2-х резервных ГПА на КС необходимо установить 8 ГПА.
Производительность одного полнонапорного нагнетателя млн.ст.м3сут
количество рабочих нагнетателей обеспечивающих заданную пропускную способностьn = 5 шт.
Приведенное давление Рпр
давление на входе в компрессорный цех МПа
давление в конце линейного участка МПа P1 = 527 МПа;
потери давления на всасе при одноступенчатой очистке и рабочем давлении P = 745 МПа МПа dPвх = 012
Рвс =527 - 012 = 515 МПа
критическое давление МПа Ркр=4614 МПа
Приведенная температура Тпр
температура газа на всасе в компрессорный цех К Твс = 29116 К;
критическая температура газа К Ткр=19586 К
Коэффициент сжимаемости газа при параметрах на входе в нагнетатель zвс
Подставив соответствующие значения в формулу (25) получим:
t = 1 – 168×149 + 078×1492 + 00107×1493 = 0264
Газовая постоянная компримируемого газа R Джкг×К
газовая постоянная воздуха Джкг×К Rв = 2868 Джкг×К;
относительная плотность по воздуху D = 0594
Газовая постоянная компримируемого газа R кг×мкг×К
Плотность газа в условиях входа его в нагнетатель gвс кгм3
Объёмная производительности нагнетателя при параметрах входа Qоб м3мин
Задаёмся частотой вращения ротора нагнетателя в зависимости от номинальной частоты вращения nн обмин в диапазоне: 07·nн n 105·nн. Задаёмся n = 5600 обмин.
Приведенная объемная производительность Qпр м3мин
Qпр = 13717· = 15922.
Приведенная частота вращения ротора
приведённый коэффициент сжимаемости zпр = 090;
приведённая газовая постоянная кгмкгК Rпр = 5001 кг×мкг×К;
приведённая температура нагнетания К [Tн]пр = 288 К;
По приведенной характеристике нагнетателя представленной на рисунке 2 определяем степень сжатия газа e = 141.
Определяем по приведённой характеристике приведённую относительную внутреннюю мощность нагнетателя кВт(кгм3) и политропический к.п.д. нагнетателя hпол в зависимости от приведённой объёмной производительности Qпр.
При Qпр = 15922 м3мин; = 220 кВт(кгм3); hпол = 079.
Внутренняя мощность потребляемая нагнетателем кВт
Мощность на муфте привода N кВт
механический КПД привода hмех = 099
Условие удалённости режима работы нагнетателя от границы помпажа
- приведённая относительная внутренняя мощность нагнетателя кВт(кгм3) ; hпол - политропический к.п.д.; - приведенная частота вращения ротора; e - степень сжатия газа; Qпр - приведенная объемная производительность м3мин
Рисунок 2 - Приведенные характеристики нагнетателя PCL-80224 при [Tн]пр = 288 К; zпр = 090; Rпр = 5001 кг×мкг×К
минимальное значение приведённой объёмной производитель-ноcти взятое из приведенной характеристики м3мин = 140 м3мин
Условие выполняется следовательно помпаж не возникает.
Условие нормальной работы ГПА
располагаемая мощность ГПА кВт
номинальная мощность кВт = 10200 кВт;
коэффициент учитывающий допуск и техническое состояние газотурбинной установки = 095;
коэффициент учитывающий влияние противообледенительной системы = 1;
коэффициент учитывающий влияние системы утилизации
коэффициент учитывающий влияние температуры наружного воздуха = 2;
номинальная температура воздуха на входе в газотурбинную установку К = 288 К;
расчётное давление наружного воздуха МПа = 00998 МПа;
расчётная температура К
среднегодовая температура окружающего воздуха К
поправка на изменчивость климатических параметров и местный подогрев наружного воздуха на входе ГПА К dТа = 5;
Условие нормальной работы ГПА выполняется.
Давление нагнетания из машины МПа
Температура газа на выходе из второй машины К
повышение температуры при компримировании К
Расход топливного газа млн. ст. м3сут
номинальный расход топливного газа млн.ст. м3сут
низшая теплота сгорания топливного газа ккал ст. м3
номинальный эффективный к.п.д. ГТУ = 0257;
Общий расход топливного газа млн. ст. м3сут
количество нагнетателей n = 8
3 Расчёт АВО газа КС Юбилейная
Методику расчета данного подраздела принимаем из источника [4] приведенного в библиографическом списке.
Компрессорную станцию оснастим аппаратами воздушного охлаждения (АВО) зигзагообразного типа с двумя вентиляторами 2АВГ-75С.
Параметры аппарата воздушного охлаждения:
поверхность теплообмена Fаво м2 Fаво = 9930 м2;
число рядов nр nр = 6;
число ходов nх nх = 1;
электродвигатель мощностью N кВт N =30 кВт;
объёмный расход воздуха 1 вентилятора м3с = 125 м3с.
Определим количество АВО газа n шт.
где Qпр – количество тепла отдаваемое охлаждаемым газом Вт
Qпр = G × Cp × () (72)
расход газа через АВО кгч
расход газа млн. ст. м3сут
= 9215 – 0556 = 91594 млн. ст. м3сут
G = 0716×91594 = 6558 млн. кгсут = 2733×105 кгч.
средняя изобарная теплоёмкость газа ккалкг×К
Ср = 1695 + 1838 × 10-3 × Тср + 196 × 106 × (75)
средняя температура газа К
температура на входе АВО К = 32249 К;
температура на выходе АВО К
Т= t1 + (10÷15) (77)
температура воздуха на входе в АВО К
среднегодовая температура окружающего воздуха К Та = 2747;
поправка на изменчивость климатических данных К Ta = 5 К;
t1 = 2747 + 5 = 2797 К
Т= 2797 + 15 = 2947 К
Ср =1695 +1838·10-3·3086 + 196·106 ·=
= 275 кДжкг·К = 0657 ккалкг·К
Qпр = 2733·105·0657·(32249 – 2947) = 5803276 кВт.
коэффициент теплопередачи отнесённый к полной поверхности оребрённой трубы с учетом загрязнений Втм2×К Кнп = 25 Втм2×К;
средний температурный напор К
средний логарифмический температурный напор К
температурный напор в начале аппарата К
температура воздуха на выходе из АВО К;
t2 = t1 + Δt0 kΔt (82)
повышение температуры воздуха при нормальных условиях К
количество тепла передаваемого в аппарате кВт Qпр= 5803276 кВт;
объёмный расход воздуха через один вентилятор = 125 м3с;
количество вентиляторов в аппарате в зависимости от типа аппарата и длины труб n = 2;
ориентировочное число АВО газа m = 12;
коэффициент учитывающий количество жалюзи; ввиду того что жалюзи нет принимаем Кж = 1;
поправочный коэффициент зависящий от высоты местности над уровнем моря и температуры окружающего воздуха при h1 = 130 м kΔt = 092;
t2 = 2797 + 1597·092 = 2944 К
= 32249 – 2944= 2809 К
температурный напор в конце аппарата К
= 2947 – 2797 = 15 К
поправочный коэффициент зависящий от количества ходов.
Для определения поправочного коэффициента Δt находим следующие вспомогательные величины
По графику представленному на рисунке 3 определяем Δt = 087.
Тогда по формуле получаем:
Количество АВО газа n
Принимаем количество АВО равным n = 13.
В данном курсовом проекте был произведен расчет участка газопровода КС Нюксеницкая – КС Юбилейная. По проектному заданию рассчитана также компрессорная станция Юбилейная.
На КС Юбилейная по требуемой в задании производительности участка газопровода Q млрд. м3год Q = 31 млрд. м3год и рабочему давлению Рраб МПа Рраб = 745 МПа были установлены 6 пылеуловителей типа ГП 144.00.000 8 газоперекачивающих агрегатов типа ГТК-10И и 13 аппаратов воздушного охлаждения типа 2АВГ-75С.
Библиографический список
Волков М.М. Справочник работника газовой промышленности М.М. Волков А.Л.Михеев К.А. Конев. - 2-е изд. перераб. и доп. - М.: Недра 1989. - 286 с.
ОНТП 51-1-85. Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов. ВНИИТрансгаз 1986. – 98 с.
СНиП 2.05.06-85. Магистральные трубопроводы Госстрой СССР.-М: ЦИТП Госстроя СССР 1988. - 52 с.
Методика теплового и аэродинамического расчета аппаратов воздушного охлаждения. - ВНИИНЕФТЕМАШ 1982. - 97 с.

Теоретическая часть 2.doc

относятся и КС в начальной точке газопровода на территории которой обычно размещается комплект перечисленных сооружений.
Газ попадающий на головные сооружения магистрального газопровода со сборных пунктов промысла содержит механические примеси (песок пыль металлическую окалину и др.) и жидкости (пластовую воду конденсат масло). Перед подачей в газопровод его очищают и осушают так как без предварительной подготовки он будет засорять трубопровод вызывать преждевременный износ запорной и регулирующей арматуры нарушать работу контрольно - измерительных приборов. Твердые частицы попадая в компрессорные установки ускоряют износ поршневых колец клапанов и цилиндров. В центробежных нагнетателях они ускоряют износ рабочих колес и самого корпуса нагнетателя. Жидкие примеси скапливаясь в пониженных местах газопровода будут сужать его сечение способствовать образованию гидратных и гидравлических пробок [2].
Для очистки газа от механических примесей используют горизонтальные и вертикальные сепараторы цилиндрические масляные и циклонные пылеуловители. В сепараторах отделяется примесь от газа. По принципу действия сепараторы делятся на объемные (гравитационные) и циклонные. В гравитационных аппаратах примеси оседают вследствие резкого изменения направления потока газа при одновременном уменьшении скорости его движения. В циклонных установках используются центробежные силы инерции возникающие в камере при входе газа по тангенциальному вводу.
Масляные цилиндрические пылеуловители представляют собой вертикальные цилиндрические сосуды со сферическими днищами. На головных сооружениях магистральных газопроводов их устанавливают группами в зависимости от необходимой пропускной способности. Размеры пылеуловителей: по диаметру от 1000 до 2400 мм по высоте от 58 до 88 м. В пылеуловителе имеются устройства обеспечивающие контактирование газа с маслом и отделение твердых и жидких частиц от газа. Оседающий в пылеуловителе шлам периодически удаляют загрязненное масло заменяют.
Осушку газа на головных сооружениях осуществляют двумя способами: абсорбционным (с жидким поглотителем) и адсорбционным (с твердыми поглотителями). Газ после пылеуловителей попадает в абсорберы где очищается от взвешенных капель жидкости и водяных паров путем активного контакта с абсорбентом чаще всего диэтиленгликолем. В последнее время определенное значение приобретает осушка газа твердыми поглотителями. В качестве адсорбентов применяют активированную окись алюминия флюорит боксит силикагель или другие реагенты. Установка такой осушки состоит из группы адсорберов (не менее двух) подогревателя газа и теплообменников. Влажный газ после очистки от пыли поступает в адсорбер где проходит через один или несколько слоев адсорбента. Периодически часть адсорберов отключают от системы для регенерации адсорбента
Для отделения от газа конденсата и воды с успехом используют низкотемпературную сепарацию особенно при отборе газа из месторождений с высоким пластовым давлением. Газ из скважин без дросселирования подводят к установке и направляют во влагосборник для предварительной очистки. Затем в теплообменнике происходит его охлаждение холодным газом из сепаратора и выделение части жидкости в гидроуловитель. Далее пройдя через штуцер газ дросселируется температура его снижается и в следующем сепараторе оставшаяся жидкость выделяется. В процессе отбора влаги в газ вводят метанол или диэтиленгликоль во избежание образования кристаллогидратов. Наиболее перспективной в настоящее время считается низкотемпературная сепарация с впрыском ингибитора гидратообразования непосредственно в поток газа. Недостатком такой схемы является использование в ней громоздких и металлоемких теплообменников типа «труба в трубе». Более эффективны кожухотрубные теплообменники с впрыском диэтиленгликоля.
Для улавливания жидкости и твердых примесей оставшихся в газе после очистных устройств на головном участке магистрального газопровода врезают конденсатосборники и предусматривают дренажные устройства. Практика показала что наиболее эффективно это делать на восходящих участках газопровода. Чтобы обнаруживать и предотвращать возможные утечки газа перед подачей в магистральный газопровод ему придают специфический запах с помощью одорантов — веществ обладающих резким запахом (этилмеркаптан сульфан метилмеркаптан пропилмеркаптан и др.). Примерная среднегодовая норма расхода одоранта — 16 г на 1000 м3 газа. Одорированный газ достаточно длительное время сохраняет приобретенное качество и доходит к потребителям почти с начальной степенью одоризации. Применяют одоризационные установки барботажные с капельным одоризатором и др. В последнее время широко используются автоматические одоризационные установки. Учитывая что одоранты — легкоиспаряющиеся горючие жидкости при обращении с ними требуется строгое соблюдение мер безопасности.
Головная КС отличается от линейной тем что на ее территории размещены все установки по подготовке газа к дальней перекачке. Линейная часть газопровода представляет собой непрерывную трубу между отдельными КС пересекающую на всем протяжении от начальной до конечной точек множество естественных и искусственных препятствий. [1]
2 Компрессорные станции
Компрессорные станции (КС) предназначены для повышения давления и перекачки газа по магистральному газопроводу (МГ). Они служат управляющим элементом в комплексе сооружений входящих в МГ. Практически именно параметрами работы КС определяется режим работы газопровода. Наличие КС позволяет регулировать режим работы газопровода при колебаниях потребления газа максимально использовать аккумулирующую способность газопровода.
В газовой промышленности в качестве газоперекачивающих агрегатов (ГПА) на МГ применяют центробежные нагнетатели с приводом от газовой турбины или электродвигателя [1].
Газ от пыли на КС очищают с помощью пылеуловителей которые выпускаются трёх типов: центробежные циклонные центробежные мультициклонные и жидкостные (вертикальные масляные).
Вертикальные масляные пылеуловители двух размеров 1600 мм и 2400 мм. Промывочная жидкость керосин лигроин соляровое масло. Температура застывания менее чем на 10°С ниже температуры газа.
Очистка газа происходит за счёт уменьшения скорости потока и контакта его с маслом. Пылеуловитель – цилиндрический сосуд высокого давления внутренняя полость разделена на 3 секции: нижнюю промывочную А в которой все время поддерживается установленный уровень масла; среднюю осадительную Б где газ освобождается от взвешенных частиц масла; верхнюю отбойную В в которой происходит окончательная очистка газа от уносимых частиц масла. Нижняя секция снабжена контактными трубками которые имеют внизу продольные прорези-щели для создания завихрения потока. В верхней отбойной секции имеется скрубберная насадка состоящая из швеллерных или жалюзийных секций с волнообразными профилями. Процесс очистки газа в пылеуловителе происходит следующим образом: поступающий в пылеуловитель через патрубок газ ударяется о козырек и соприкасается с поверхностью масла после чего с большой скоростью устремляется по контактным трубам захватывая с собой частицы масла. В осадительной камере Б скорость потока газа резко снижается в результате чего происходит осаждение механических частиц и частиц жидкости. Осаждённые частицы по дренажным трубкам стекают в секцию аппарата А. После осадительной камеры Б газ освобождённый от более крупных частиц поступает в отбойную секцию где происходит окончательная его очистка. Осевший на отбойной секции шлам стекает по дренажным трубкам в нижнюю камеру. Очищенный газ через выхлопной патрубок поступает на редукцирование. Загрязнённое масло удаляется продувкой через трубу в отстойник масла. Полная очистка происходит через люк. Чистое масло подаётся через трубу. Для нормальной работы пылеуловителя уровень масла должен поддерживаться на 25-50 мм ниже концов контактных трубок. Установка масляных пылеуловителей включает в себя масляные пылеуловители отстойники масла аккумулятор масла короб для сбора грязного масла ёмкость для чистого масла и насос.
Объём масла для заполнения одного пылеуловителя составляет 265 м3 при диаметре 1600 мм. Расход масла допускается 25 г на 1000 м3 газа.
В настоящее время наибольшее распространение получили циклонные сепараторы. С уменьшением диаметра циклона значительно увеличивается центробежная сила и скорость осаждения частиц. На остывание этого принципа созданы конструкции батарейных циклонов (мультициклоны). Мультициклоны состоят из параллельно включённых элементов малого диаметра (150-250 мм). Газ с примесями жидких и твёрдых частиц подаётся через входной патрубок в среднюю часть мультициклона далее через вихревые устройства циклонов поступает в нижнюю часть мультициклона где происходит оседание всех примесей. Освобождённый от частиц пыли и жидкости газ идёт по внутренним трубкам циклонов попадает в верхнюю часть и через выходной патрубок направляется в газопроводы. Осевшая внизу на дне аппарата загрязнённая жидкость удаляется через дренажную трубку в перевозимую ёмкость. Сброс конденсата автоматизирован.
В связи с невозможностью достичь высокой степени очистки газа в циклонных пылеуловителях появляется необходимость выполнять вторую ступень очистки используют фильтр-сепаратор установленный последовательно после циклонных пылеуловителей.
Работа фильтра-сепаратора осуществляется следующим образом: газ после входного патрубка с помощью специального отбойного козырька направляется на вход фильтрующей секции где происходит коагуляция жидкости и очистка от механических примесей.
Через перфорированные отверстия в корпусе фильтрующих элементов газ поступает во вторую фильтрующую секцию – секцию сепарации. В секции сепарации происходит окончательная очистка газа от влаги которая улавливается с помощью сетчатых пакетов. Через дренажные патрубки механические примеси удаляются в нижний дренажный сборник и далее в подземные ёмкости.
Для работы в зимнее время фильтр-сепаратор обогревается электрообогревом его нижней части конденсатосборником и контрольно-измерительной аппаратурой. При достижении перепада давлений на фильтре-сепаратора равное 004 МПа фильтр-сепаратор необходимо отключить и заменить элементы на новые.
Наличие влаги в газе вызывает коррозию оборудования снижает пропускную способность газопровода. При взаимодействии с газом при определённых термодинамических условиях образуются твёрдые кристаллические вещества – гидраты которые нарушают нормальную работу газопровода. Метод борьбы с гидратами – осушка газа сепараторами различной конструкции с использованием твёрдых (адсорбция) и жидких (абсорбция) поглотителей. После очистки содержание механических примесей в газе не должны превышать 5 мгм3.
Очищенный природный газ не имеет ни цвета ни запаха поэтому для обнаружения его утечек и определения наличия его в воздухе газ предварительно одорируют т. е. добавляют в него специальные вещества – одоранты обладающие сильным специфическим запахом. Используют этилмеркаптан и тетрогидротиофен. Газ поступающий к бытовым потребителям должен быть обязательно одорирован. Норма одоризации составляет 16 г на 1000 нм3. [2]
4 Охлаждение газа на компрессорных станциях
В процессе компремирования газа в частности повышается t (температура). Излишне высокая температура с одной стороны может привести к разрушению изоляционного покрытия трубопровода а с другой – к снижению подачи технологического газа и увеличению энергозатрат на его компремирование (из-за увеличения его объемного расхода).
В северных районах где газопроводы проходят в зоне вечномерзлых грунтах газ охлаждают до отрицательных величин с целью недопущения оттаивания грунтов что может привести к смещению трубопровода и возникновению аварийных ситуаций. Охлаждение газа может осуществляться в холодильниках различных систем и конструкций: кожухотрубных (типа труба в трубе) воздушных компрессорных и абсорбирующих холодильных машинах различного типа градильнях воздушных холодильниках.
Наибольшее распространение на КС схемы с использованием аппаратов воздушного охлаждения АВО. Температура газа после охлаждения в АВО не может быть ниже температуры наружного воздуха. Конструктивно аппараты охлаждения подразделены на вертикальные (АВВ) горизонтальные (АВГ) зигзагообразные шатровые (АВШ) и кольцевые (АВК).принцип действия АВО состоит в том что поток воздуха нагнетаемый вентилятором направляется на поверхность теплообмена (батарею труб) и охлаждает проходящий по трубам газ.
На рамную конструкцию установлены охлаждающие секции. Холодный теплоноситель (наружный воздух) подается к охлаждающим секциям вентилятором через диффузор.
В зависимости от условий эксплуатации АВО выпускают нескольких типов: без жалюзи; Ж – с жалюзи; Н – с приводом для работы во взрывобезопасной среде; В – с приводом для работы во взрывоопасной среде; 1 – с тихоходным электродвигателем.
Варианты исполнения привода дистанционного механизма поворота лопастей вентилятора: Р – ручной; П – пневматический; Э – электромеханический; У – с центральным ручным регулированием угла установки лопастей при остановленном вентиляторе. Поворотные лопасти позволяют регулировать расход воздуха для регулировки t газа при изменении t окружающего воздуха. АВО также могут быть поставлены с увлажнителем. [2]

Теоретическая часть 1.doc

2 Теоретическая часть
1 Магистральный трубопровод
Магистральными называют трубопроводы по которым нефть нефтепродукты природные или искусственные газы (в газообразном или сжиженном состоянии) вода перекачиваются от мест добычи переработки забора (начальная точка трубопровода) к местам потребления (конечная точка). Начальная и конечная точки трубопровода обычно находятся в местах где сосредоточены основные источники получения транспортируемого продукта (начальная) и потребители его (конечная точка).
Магистральный газопровод в общем случае включает следующие группы сооружений: головные линейные (собственно газопровод) компрессорные станции (КС) газораспределительные станции (ГРС) в конце трубопровода подземные хранилища газа (ПХГ) объекты связи (высокочастотной и селекторной) системы электрозащиты сооружений трубопровода от коррозии вспомогательные сооружения обеспечивающие бесперебойную работу газопровода (линии электропередач водозаборные устройства и водопроводы канализация и т. п.) объекты ремонтно-эксплуатационной службы (РЭП) административные и жилищно-бытовые сооружения.
Головными называют сооружения на которых подготавливают газ к дальнему транспорту. Комплекс головных сооружений (ГС) зависит от состава и давления газа добываемого на промысле и поступающего на газосборный пункт. Как правило в комплекс ГС входят установки по очистке газа от механических примесей влаги установки отделения от газа серы и высокоценных компонентов (гелия и др.). К головным сооружениям

Расчетная часть 1.doc

1 Основные физические свойства перекачиваемого газа
Методика расчета данного раздела взята из источника [1] указанного в библиографическом списке.
Данные для расчета представлены в таблице 1.
Молекулярная масса смеси газов Мсм кгкмоль
молярная концентрация
Подставляем соответствующие значения из таблицы 1 Xi и Мi в формулу (1) для расчета молекулярной массы смеси газов:
Мсм = 0936 ·16043 + 00276 ·30068 + 00123 ·44097 + 00037·58124 + + 00007 ·72146 + 00195 ·28013 + 00002 ·44011 = 1721 кгкмоль.
Плотность газовой смеси при стандартных условиях ρст кгст. м3
Плотность смеси при нормальных условиях ρн кгн. м3
Относительная плотность газа по воздуху Δ

Задание.doc

1 Задание. Исходные данные
Выполнить расчёт участка магистрального газопровода КС Нюксеницкая – КС Юбилейная.
годовая производительность Q м3годQ = 31 млрд.м3 в год;
абсолютное рабочее давление в газопроводе Р МПа Р = 745 МПа;
абсолютное давление нагнетания КС Нюксеницкая Р1 МПа Р1 = 74 МПа;
температура газа на выходе КС Нюксеницкая Т1 К Т1 = 302 К;
протяженность участка между КС L км L = 155 км;
среднегодовая температура окружающего воздуха в районе КС Нюксеницкая t возд1 °С t возд =17 °С;
среднегодовая температура окружающего воздуха КС Юбилейная t воз2 °С t возд2 = 17 °С;
среднегодовая температура грунта на участке tгр °С tгр = 60 °С;
высота расположения над уровнем моря КС Нюксеницкая h1 м
высота расположения над уровнем моря КС h2 Юбилейная м h2 = 130 м;
состав транспортируемого газа (по объёму) %: СН4 = 936; С2Н6 = 276; С3Н8 = 123; nС4Н10 = 037; С5Н12 =007; N2 = 195; СО2 = 002.

График нагнетателя.doc

Рис. 5.14. Приведенные характеристики нагнетателя PCL-80224 при ; ; Дж(кг·К)

КС Юбилейная.cdw

Технологическая схема
Технологическая схема КС Юбилейная

Содержание.doc

Задание. Исходные данные 6
Теоретическая часть 7
1 Магистральный трубопровод 7
2 Компрессорные станции 10
4 Охлаждение газа на компрессорных станциях 13
1 Определение теплофизических свойств транспортируемого газа 15
2 Выбор труб и расчет толщины стенки 18
3 Расчет линейного участка КС Нюксеницкая – КС Юбилейная 21
4 Расчет пылеуловителей КС Юбилейная 29
5 Расчет КС Юбилейная 31
6 Расчет АВО газа КС Юбилейная 38
Библиографический список 44

ТРАССА.cdw

- существующий газопровод
- проектируемый газопровод
ЛЭП 35кв. на Тарнога-
Технологическая схема линейного участка
КС Нюксеница - КС Юбиленое
ад на Вологда-Тотьма

Введение.doc

Газовая промышленность является одной из важнейших составных частей топливно-энергетического комплекса России. Поставка газа потребителю – задача существующей Единой системы газоснабжения (ЕСГ) страны.
Система магистрального многониточного газопровода Пунга-Ухта-Торжок проходящая по территории Республики Коми не только позволяет полностью обеспечивать республику газом но и дает дополнительный приток природного газа в центральную часть России [1].