Организация газоснабжения населённого пункта Курган Бершогырского района Актюбинской области Республики Казахстан

Размещено на http://www.allbest.ru/

РЕФЕРАТ

Дипломная работа посвящена вопросу организации газоснабжения населённого пункта Курган Бершогырского района Актюбинской области Республики Казахстан. Общий объем дипломного проекта составляет 87 страниц, включая 10 таблиц, 12 рисунков и 4 листа чертежей формата А1.

В технологической части дипломной работы приведены классификация типов газораспределительных станций (ГРС), применяемых на объектах ОАО «Газпром», структурные схемы ГРС с одним и двумя потребителями, рассмотрен вопрос эксплуатации оборудования ГРС, проведён выбор и расчёт основного оборудования ГРС для газоснабжения населённого пункта Зирган, проведён гидравлический расчёт газопровода отвода к ГРС, произведён расчёт газопровода низкого давления.

В разделе безопасность и экологичность проекта рассмотрены аспекты безопасности при чрезвычайных ситуациях, вредные воздействия шума, загрязняющих выбросов. Рассмотрен вопрос организационных мероприятий по уменьшению риска возникновения аварийных ситуаций и мероприятия по охране почв, воздушного и водного бассейнов.



ВВЕДЕНИЕ

В ОАО «Газпром» находится в эксплуатации более 5 тыс. ГРС МГ. Станции различные по типу, производительности, формам обслуживания.

В данном курсовом проекте приведены классификация типов газораспределительных станций (ГРС), применяемых на объектах ОАО «Газпром», структурные схемы ГРС с одним и двумя потребителями, технологические схемы газораспределительных станций магистральных газопроводов (МГ) и их технические характеристики, рассмотрен вопрос эксплуатации ГРС, проведён выбор и расчёт основного оборудования ГРС для газоснабжения н.п. Зирган.

Стерлитамакское линейное производственное управление магистральных газопроводов (ЛПУМГ) - один из 10-ти газотранспортных филиалов ООО «Баштрансгаз».

Основная задача ЛПУМГ - транспортирование газа с заданными параметрами по магистральным газопроводам (МГ) «Шкапово-Ишимбай», «Ишимбай-Уфа», «Стерлитамак-Магнитогорск», «Ишимбай-Магнитогорск», «Кумертау-Ишимбай», «Поляна-КСПХГ», «Совхозное СПХГ-КСПХГ» и газопроводам-отводам (в количестве 29 шт.) в целях бесперебойной поставки газа потребителям в соответствии с утвержденным планом.

Общая протяженность газопроводов в однониточном исчислении в зоне ответственности Cтерлитамакского ЛПУМГ- 756, 81 км, прокладка газопроводов - подземная, глубина заложения газопроводов с условным диаметром до 1220 мм включительно - 1,0 … 1,2 м.



1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Характеристики различных ГРС

Для снабжения газом населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных предприятий от магистрального газопровода сооружаются отводы, по которым газ поступает на газораспределительные станции (ГРС). Последние размещаются на огражденной площадке вне черты перспективной застройки города, населенного пункта или предприятия.

Независимо от пропускной способности, числа потребителей, давления на входе и выходе, характера изменения нагрузки (расхода газа) технологическая схема ГРС состоит из следующих основных узлов: переключения; очистки газа; предотвращения гидратообразований; редуцирования высокого давления газа; измерения расхода газа; одоризации газа. ГРС как самостоятельный и обособленно стоящий объект кроме основных технологических узлов имеет следующие вспомогательные сооружения;

-здания или шкафные блоки и огражденную территорию;

-сантехнические устройства вентиляцию, отопление, водоснабжение и канализацию;

-электротехнические устройства электрооборудование, электроосвещение, грозозащиту и защиту от разрядов статического электричества;

-устройства связи с диспетчером линейного производственного управления (ЛПУ) и потребителем газа;

-устройства электрохимической защиты.

Технологическое выполнение редуцирующей системы ГРС по числу линий редуцирования давления должно соответствовать действующим основным положениям по автоматизации и техническим требованиям к системам регулирования, защиты, контроля и ГРС с без вахтенным обслуживанием.

Подключение ГРС к газопроводу-отводу высокого давления осуществляется через узел переключения, состоящий из входного и выходного (выходных) газопроводов, обводных (байпасных) линий, соединяющих входные и выходные газопроводы и оснащенных запорной арматурой (кранами, задвижками), предохранительных клапанов с переключающими трехходовыми кранами на каждом

Каждая обводная линия оснащается двумя последовательно расположенными запорными устройствами (первое по ходу газа--отключающее, второе -- для ручного регулирования). В условиях нормальной эксплуатации ГРС запорные органы байпасной линии должны быть закрыты.

Узел редуцирования давления газа в зависимости от пропускной способности ГРС состоит из двух, трех, четырех и более линий редуцирования, часть которых является резервной. Каждая линия редуцирования рассчитана на одну и ту же пропускную способность и оснащается регулирующими дроссельными органами и отключающими запорными устройствами.

Узел редуцирования должен обеспечивать автоматическое регулирование давления газа регуляторами давления прямого действия или с пилотным управлением, а также регулирующими клапанами, работающими в комплекте с пневматическими регуляторами.

Для ГРС большой пропускной способности (свыше 50 000 м3\ч) в системе регулирования давления допускается применение разгрузочных линий редуцирования, оснащенных не регулирующими дроссельными устройствами постоянного сечения, дроссельными камерами и т.п. Пропускная способность разгрузочной линии редуцирования не должна превышать 35--40% максимального расхода при максимальном давлении газа на входе ГРС.

Узел регулирования давления газа по техническому выполнению, оснащенности средствами контроля, устройствами автоматики, защиты и сигнализации, по объему и структуре автоматизации, телемеханизации, защиты и сигнализации должен соответствовать действующим «Основным положениям по автоматизации и телемеханизации магистральных газопроводов», «Техническим требованиям к системам регулирования, защиты, контроля и сигнализации автоматизированных ГРС с без вахтенным обслуживанием» и «Основным техническим решениям по созданию автоматизированных ГРС с централизованным контролем и управлением».

Узел измерения расхода газа, предназначенный для учета отпускаемого газа потребителям из магистрального газопровода, оснащается самопишущими расходомерами в комплекте с сужающими устройствами. Предусматривается установка манометров и термометров (показывающих или регистрирующих) для измерения давления и температуры газа. Количество замерных линий, оснащенных диафрагмами и расходомерами, определяется исходя из режимов работы (изменений расхода газа) в процессе проектирования ГРС.

К станциям малой производительности (1,0... 50,0 тыс.м3/ч) относятся несколько типов АГРС, изготовленных разными заводами; все технологическое оборудование размещается в нескольких металлических шкафах. Из этого ряда АГРС наибольшее распространения получили станции типа АГРС-1/3, «Энергия -1», «Энергия -3», «Урожай», «Ташкент», «Снежеть».

К станциям средней производительности (50,0...160,0 тыс.м3/ч) относятся БК-ГРС, выполненные в блочно-комплектном исполнении, с одной или двумя выходными линиями к потребителям; часть технологического оборудования размещается в блок-боксах, а другая часть - на открытой площадке (узлы очистки, одоризация, подогреватели); в блок-боксе находятся регуляторное оборудование, КИП и А, система отопления боксов. Из этого ряда станций наибольшее распространение получили БК-ГРС-I-30, БК-ГРС-II- 70, БК-ГРС-I-150.

Рисунок 1 - 1 - Структурная схема ГРС с одним потребителем



Рисунок 1.2 - Структурная схема ГРС с двумя потребителями

1.2 Характеристика ГРС «Снежеть»

Газораспределительная станция «СНЕЖЕТЬ» предназначена для очистки, подогрева, замера расхода, снижения давления, и одоризации газа поступающего к коммунально-бытовым и промышленным потребителям. Станция предназначена для эксплуатации в условиях макроклиматического района с умеренным климатом со средней температурой наиболее холодной пятидневки не ниже минус-40°С.

ГРС «СНЕЖЕТЬ» состоит из блок - бокса технологического, блок - бокса вспомогательного и блок - бокса переключений.

В состав блок - бокса технологического входят;

1) узел очистки газа от пыли и свободной жидкости;

2) узел подогрева газа;

3) узел замера расхода газа;

4) узел редуцирования давления газа;

5) узел подготовки (редуцирования) газа на собственные нужды;

6) электрооборудование;

7) вентиляция;

8) сигнализация.

В состав блок - бокса вспомогательного входят:

1) отопительные котлы с системой обогрева блок - бокса и теплообменника;

2) электрооборудование;

3) шкафы приборов КИП и А

4) вентиляция;

5) сигнализация.

В состав блок - бокса переключения входят:

1) узел переключения станции;

2) узел одоризации;

3) вентиляция;

4) сигнализация;

5) электрооборудование.

1.2.1 Устройство и принцип работы станции

Природный газ с максимальным давлением 5.5 МПа отбирается из газотранспортной сети отводом трубопровода и направляется через изолирующий фланец на вход узла переключения станции блок -бокса переключения. От узла отключения газ подается к узлу очистки газа блок - бокса технологического.

В однониточный узел очистки газа входит фильтр-сепаратор, производительность которого составляет примерно 180 м3/ч. Степень очистки составляет порядка 99,8% при размере частиц от 2.0 мк. Верхняя часть фильтра оснащена сегментным затвором. При помощи специального устройства закрывающийся люк может после открытия разгрузочного предохранительного винта отводиться в сторону. Загрязнение филирующих патронов определяется при периодическом осмотре при помощи установленного на фильтре-сепараторе дифференциального манометра. Кроме того, предельное значение перепада давления (0,1 МПа) при помощи сигнального контакта передается на щит управления. Фильтрующие патроны должны быть заменены при перепаде давления примерно 0.05 МПа. Фильтрующие патроны закреплены в корпусе центральным удерживающим устройством, благодаря этому, могут быть заменены в течение короткого перерыва в работе фильтра.

После фильтра - сепаратора поток газа направляется через трубчатый теплообменник и подогревается для того, чтобы компенсировать падение температуры, которое возникает в процессе последующего редуцирования. Теплообменник расположен вертикально, межтрубное пространство рассчитано на входное давление газа. Узел подогрева газа должен обеспечивать подогрев всего потока газа. поступающего в узел редуцирования до температуры, обеспечивающей после регуляторов заданное давление на выходе к потребителю с температурой не ниже 5° С.

Между теплообменником. который рассчитан на максимальное давление ГРС и отопительными котлами рассчитанными на значительно меньшее давление - установлен предохранительный отсекающий клапан, защищающий котлы от превышения давления в случае утечки газа в теплообменнике. Теплоноситель (водный раствор гликоля - тосол) подается через теплообменник насосом.

После теплообменника поток газа проходит через счетчик для измерения расхода газа и подается на узел редуцирования давления газа. Определяемые счетчиком объемы при рабочих условиях можно считывать на показывающем устройстве счетного цифрового указателя.

Узел редуцирования давления газа состоит из двух редуцирующих ниток, каждая из которых обеспечивает полную производительность станции. На каждой нитке установлен отсекатель потока газа с регулятором давления "ЛОРД-50".

Подготовка топливного газа на собственные нужды осуществляется путем редуцирования газа для нужд котельной установки. Узел подготовки (редуцирования) газа на собственные нужды имеет две нитки: рабочую и резервную. Каждая нитка имеет;

- входной шаровой кран;

- регулятор давления универсальный;

- выходной шаровой кран.

При температуре в помещении минус 10°С редуцирующие нитки должны подогреваться в течение часа. Подогрев осуществляется посредством электрического взрывобезопасного нагревателя, размещенного под редуцирующими нитками. Газ для нужд котельной установки отбирается из узла отключения в блок-боксе переключения, где оперируется и подается в технологический блок-бокс на редуцирующие нитки с выходным давлением до 0,0022МПа.

Котельная установка смонтирована в отдельном помещении технологического блок - бокса. Она состоит из двух отопительных котлов, насосной установки и установки отвода дымовых газов. Для пуска установки при температуре, в, помещении ниже минус 10, рядом с котлами смонтировано электроотопление. Для надежного функционирования котлов важно, чтобы помещение постоянно проветривалось. Во время работы установки, отверстия в стенах для подачи и удаления воздуха должны быть открыты.

В помещении котельной устанавливаются два газовых счетчика для измерения газа на собственные нужды. При включении объемных газовых счетчиков в работу необходимо открыть все три шаровых крана для того, чтобы счетчики были поставлены под давление



1.3 Проверочный расчет оборудования ГРС

1.3.1 Расчёт толщины стенок газопроводов ГРС

Определим толщины стенок газопроводов ГРС в соответствии со СНиП 2.05.06-85* по формуле:

, см (1.1)

где D - наружный диаметр трубы, см;

n -- коэффициент надежности по нагрузке -- внутреннему рабочему давлению в трубопроводе, n=1,1;

р - рабочее давление в газопроводе, 5,5 МПа

R1 - расчётное сопротивление определяемое по формуле:

(1.2)

где m - коэффициент работы трубопровода, m=0.75 для II кат.

m=0.60 для В кат.

- нормативное сопротивление одноосному растяжению металла труб и сварных соединений из условия работы на разрыв, равное минимальному значению временного сопротивления.

==4200 кг/см2 (для ст. 20); (1.3)

К1 - коэффициент надёжности по материалу, К1=1,40 для стальных труб по ТУ 14-3-1128-82;

Кн - коэффициент надёжности по назначению трубопровода, Кн=1.

Результаты расчёта сведены в таблице 1.1:



Таблица 1.1 - Подбора труб

Категория участка	D,см	ТУ или ГОСТ	Марка стали	кг/см2	m	, см
						расчётное	проектное
В	10,8	ТУ 14-3-1128-82	Ст.20	4200	0,6	0,176	0,5
В	15,9	ТУ 14-3-1128-82	Ст.20	4200	0,6	0,260	0,6
В	5,7	ТУ 14-3-1128-82	Ст.20	4200	0,6	0,090	0,4

Выбор труб произведён в соответствии с «Инструкцией по применению стальных труб в газовой и нефтяной промышленности» 1996г.

1.3.2 Расчет скорости газа в трубопроводах

Расчет скорости газа в трубопроводах ГРС определяется по формуле:

Qн 273,2+ t

W= -------------------------------- х ----------------, м/с

3600 х 0,785 х Д х Р 273,2

где: W -- скорость продукта в трубопроводе, м/с

Qн -- количество газа, поступающего в т/провод при нормальных условиях

(t=0°C и давление 760 мм.рт.ст.) 10 000 м3/ч

Д-внутренний диаметр т/провода; на входе 0, 098м ; на выходе 0,149

Р-- давление в газопроводе, на вхде 55 кгс/см, на выходе 12 кгс/см

t -- температура газа (t=0°C)

На входе ГРС W=0,63 м/с.

На выходе ГРС W=1,98 м/с.



1.3.3 Расчет регулятора давления газа

На ГРС применяют регуляторы типа ЛОРД. Типоразмер регулятора или регулирующего клапана выбирают по коэффициенту пропускной способности Kv. Он зависит от режима истечения газового потока через регулятор, т.е. от перепада давления на регулирующем органе.

Для регуляторов прямого действия типа ЛОРД в условиях критического режима истечения :

(1.4)

где Qmax - максимальный расход газа через регулятор, м3/час;

Р1 - давление газа на входе регулятора, кг/см2;

- плотность газа при нормальных условиях, кг/м3;

Т - рабочая температура газа перед регулятором, К.

По найденному значению коэффициента пропускной способности Kv по каталогу определяем что, ближайший больший по отношению к Kv регулятор давления ЛОРД-50 нам подходит.

1.3.4 Расчёт предохранительного клапана

Пропускная способность предохранительного клапана СППК-4 Ду80 Ру16 (в кг/ч) определяется по формуле:

(1.5)

где F- рабочее сечение клапана, см2;

Р - абсолютное рабочее давление в газопроводе, кг/см2;

Т - абсолютная температура газа, К;

М - молекулярный вес газа.

1.4 Регулятор давления и его работа

1.4.1 Назначение

Модуль отсекатель-регулятор в сборе образует единый конструктивно-монтажный блок, который монтируется непосредственно в газопровод. Отсекатель предназначен для аварийной автоматической отсечки подачи газа потребителю при изменении давления в выходном газопроводе выше или ниже допустимых значений. Пределы срабатывания отсекателя по выходному давлению: при повышении на 15% или понижении более 50%. Величина давления отсечки газа задается устройством защитно - регулирующим.

Редуцирующее устройство предназначено для автоматического редуцирования газа высокого давления на входе и поддержания давления в выходном газопроводе в заданном диапазоне, независимо от отбора газа потребителем и колебания давления на входе модуля. Величина давления газа на выходе из редуцирующего устройства настраивается редуктором-усилителем.

Модуль работает без использования постороннего источника энергии.

Климатическое исполнение и категория размещения модуля У1 по ГОСТ 15150-69 с температурой окружающей среды от -45 до +40°С и относительной влажности 98% при температуре 35°С.

1.4.2 Технические характеристики модуля отсекателя с регулятором «ЛОРД»

Рабочая среда природный газ ГОСТ5542-87

Давление газа на входе в модуль, МПа(кгс/см2) 1,2...7,5 (12...75)

Диапазон давлений на выходе из модуля, МПа(кгс/см2) 0,16...1,2 (1,6...12)

Точность поддержания давления на выходе 3% от заданного давления

Условный проход, мм 50, 100, 150

Расход газа, нмчасДу 50до 20 000

Ду 100до 100 000

Ду 150до 200 000

Минимальное давление на входе в отсекатель, гарантирующее закрытие отсекателя, МПа (кгс/см2) не менее 1,0 (10)

1.4.3 Устройство и работа отсекателя и редуцирующего устройства

Корпус является основным силовым несущим элементом, обеспечивающим работоспособность основных агрегатов отсекателя потока газа и редуцирующего устройства изображённого на рисунке 1.3.

Непосредственно в корпусе 4 установлен отсекателъ потока газа 1 монтаж и демонтаж которого производится вместе с корпусом 4, который крепится к входному фланцу 3 и бурту 5 или корпусу 5, которые приварены соответственно к входным и выходным трубопроводам.

Рисунок 1.3 - Модуль - отсекатель с регулятором давления типа «ЛОРД»

1.4.3.1 Работа отсекателя

Детали и узлы отсекателя потока газа смонтированы в корпусе 10. Корпус отсекателя выполнен из стали 38ХА в виде стакана с буртом, по обе стороны которого проточены канавки для закладки резиновых уплотнительных колец. Поверхность корпуса покрыта никель- кобальтом который защищает корпус от коррозии. По образующим цилиндра корпуса 10 отфрезерованы выходные окна.

Со стороны бурта имеется выточка для установки упорного диска 18 запирающего клапан 11 с пружинами 20.

В корпусе 10 выполнено одно отверстие диаметром 6 мм для подвода и отвода газа через штуцер, одно отверстие диаметром 11 мм для размещения шариков диаметром 10 мм и трех цилиндрических толкателей 16. Со стороны бурта это отверстие закрыто вставкой с уплотнительным кольцом. К днищу корпуса с внешней стороны прикреплен кронштейн 14, в котором на оси установлена рычаг-качалка 17, которая взаимодействует с толкателем 16.

Клапан 11 является основным отсекающим газовый поток элементом. Он оснащен двумя резиновыми уплотнительными кольцами и упором 12.

На клапан 11 со стороны крышки 13 постоянно действуют пружины сжатия. Установку и снятие клапана 11 из корпуса 10 проводить с помощью приспособления.

В рабочем положении отсекатель потока газа полностью открыт. Он работает совместно с редуцирующим устройством и устройством защитно - регулирующим. При отклонении значения давления газа в трубопроводе за редуцирующим устройством от допустимого, по какой-либо причине (аварийная ситуация), устройство защитно-редуцирующее (следящее устройство) вырабатывает сигнал на отсечку и, по этой команде, отсекатель срабатывает, перекрывая подачу газа.

Под действием усилия, возникающего от разности давлений на входе в отсекатель и в рабочей камере, происходит перемещение поршня 11 слева направо до упора. С перемещением поршня упор 12 нажимает на конец плунжера 15. В результате этого приводится в движение рычаг-качалка 17, которая взаимодействует с толкающим элементом (толкатели шарики) 16 и 22. Шарики 22, взаимодействуя с толкателем 21 указателя положения 19, преодолевая усилия пружины, выталкивают его наружу на величину 10...15 мм. Этой величины перемещения достаточно для отклонения флажка-указателя с позиции "открыто" до позиции "закрыто".

В результате перемещения клапана 11 слева направо происходит перекрытие выходных. окон. Тем самым осуществляется полная герметичная отсечка газового потока от потребителя.

При подаче газа равного давлению на входе в рабочую камеру отсекателя, давление газа на входе и давление в рабочей камере отсекателя станет равным.

Клапан 11 под действием пружин переместится справа налево до упора в диск 18 и откроет окна в корпусе 10 для прохода газа.

Под действием пружины указателя положения толкатель флажка встанет в исходном положении, а флажок покажет положение отсекателя "открыто".

1.4.3.2 Работа редуцирующего устройства

Детали и узлы редуцирующего устройства смонтированы в корпусе 25, который является основной несущей частью редуцирующего устройства.

Корпус выполнен из стали 38ХА с никель-кобальтовым покрытием. Никель-кобальтовое покрытие по внутренней поверхности устраняет возможность заедания в парах корпус-седло, корпус-опора, корпус-поршень. Корпус имеет покрытие также снаружи для защиты от коррозии.

В корпусе просверлены два отверстия диаметром 6 мм: для подвода газа в полость выходного давления, и подвода в командную полость. По периферии корпус имеет фрезерованные выходные окна. К днищу корпуса с помощью болтов и уплотнительного резинового кольца крепится крышка 31.

Поршень 32 является основным регулирующим элементом редуцирующего устройства и свободно перемещается в корпусе 25. Для В корпусе просверлены два отверстия диаметром 6 мм: для подвода газа в полость выходного давления, и подвода в командную полость. По периферии корпус имеет фрезерованные выходные окна. К днищу корпуса с помощью болтов и уплотнительного резинового кольца крепится крышка 31.

Поршень 32 является основным регулирующим элементом редуцирующего устройства и свободно перемещается в корпусе 25. Для герметичного разделения командной и выходной полостей установлено уплотнительное резиновое кольцо.

Седло 23 вставляется в корпус 25 через уплотнительное резиновое кольцо, герметически разделяющее полости входного и выходного давлений, упирается на внутренний конический поясок корпуса 25 и прижимается к нему после сборки регулятора задним торцем проставки 6 или корпусом 4.

Клапан 26 соединяется со своим корпусом-поршнем 27 с помощью болтов и шайб через уплотнительное резиновое кольцо, и совместно образуют регулирующий орган, который перемещается в корпусе 25. Для герметичного разделения входной и выходной полостей в клапане 26 и корпусе-поршне 27 имеются канавки с уплотнительными резиновыми кольцами.

Опора 29 вставляется в корпус 25 и крепится к внутреннему бурту корпуса 25 с помощью болтов и шайб и служит для герметичного разделения разгрузочной и командной полостей. В штоке 30 и опоре 29 имеются канавки с уплотнительными резиновыми кольцами.

Разгрузка движущихся частей по входному давлению происходит подачей входного давления в разгрузочную полость (между клапаном 26.и опорой 29) редуцирующего устройства через приемник полного давления, закрепленной на клапане 26. Клапан в исходном положении прижимается к седлу 23 пружиной 36.

Редуцирование газа происходит за счет его дросселирования при прохождении через кольцевую щель между клапаном 26 и седлом 23. После запуска регулятора усилитель поднастраивается на заданный стационарный режим работы по выходному давлению.

В случае снижения потребления газа в выходном трубопроводе несколько повысится давление, при этом поршень 32 перемещается влево. Проходное дросселирующее сечение уменьшается, что снижает расход газа. При этом устанавливается требуемое давление на выходе ГРС.



1.4.3.3 Включение регулятора в работу

Открыть вентиль 10 на трубе газопровода низкого давления (рисунок 1.4). Газ поступит в цилиндр следящего устройства. Отрегулировать взаимное положение копира 18 копирного ролика 31 путем вращения гайки 7 с контр гайкой 8, которые создают усилие на пружине и тем самым, действуя на шток, изменяют положение копира в ту или другую сторону относительно копирного ролика.

При более точной настройке положения копира относительно копирного ролика необходимо вывинтить болт 42 и снять копир 18 со штока 15 вместе с резьбовой втулкой 24. Вращая резьбовую втулку 24 в ту или другую сторону, копир перемещается на втулке, тем самым меняется (регулируется более точное взаимное положение копира и копирного ролика).

Установить отрегулированный копир 18 с резьбовой втулкой 24 на рабочее место (на шток 15), завернув до упора болт 42 с шайбой 43. Установить отрегулированный копир 18 с резьбовой втулкой 24 на рабочее место (на шток 15), завернув до упора болт 42 с шайбой 43. При этом осуществляется слежение за изменениями давления газа в трубопроводе низкого давления.

При изменении выходного давления газа в большую сторону выше допустимого - копирный ролик сойдет с рабочей зоны копира по задней его поверхности - произойдет отсечка газа высокого давления по верхнему пределу выходного давления и сработает фиксатор предварительно введенный в рабочее положение.

При изменении выходного давления газа в меньшую сторону ниже допустимого - копирный ролик скатится по передней его поверхности - произойдет отсечка газа высокого давления по нижнему пределу выходного давления.

Переключение отсекателя вручную: закрыть кран (8) и открыть кран (9) - произойдет закрытие отсекателя, и наоборот - при закрытии крана (9) и открытии (8) - произойдет открытие отсекателя.

Исходное положение: регулятор давления под действием пружины закрыт, регулировочные винты редуктора и усилителя полностью вывернуты, входной и выходной краны на ГРС закрыты, кран 10 - закрыт.

Открыть кран для подачи импульсного газа в усилитель, открыть на газопроводе выходной кран, открыть на газопроводе входной кран.

С помощью редуктора 6 подать управляющее давление на вход в усилитель 7; редуктор 6 настраивается на управляющее давление, превышающее командное на 2-3 кгс\см2. Вращением регулировочного винта усилителя по часовой стрелке подать давление в командную полость редуцирующего устройства и повышать давление до открытия регулятора. Повыходному манометру, производим настройку на необходимое рабочее давление.

1.5 Характеристика транспортируемого газа

В настоящее время для газоснабжения используются в основном природные газы. Природные газы имеют сложный многокомпонентный состав. В соответствии с условиями образования природного газа его месторождения подразделяют на три группы:

-газы добываемые из чисто газовых месторождений, состоящих в основном из метана (82……98%);

-газы газоконденсатных месторождений, содержащих80…95% метана ипаров конденсата (тяжелых углеводородов);

-газы нефтяных месторождений (попутные газы) содержат 30…70% метана и значительное количество углеводородов.

Для выполнения гидравлического и теплового расчета газопроводов и расчета режимов работы компрессорных станций необходимо знать основные свойства природных газов: плотность, вязкость, газовую постоянную, псевдокритические температуру и давление, коэффициент сжимаемости, теплоемкость, эффект Джоуля-Томпсона.

1.5.1 Расчет свойств природного газа

Исходные данные:

Компонентный состав:

Метан СН4 - 98,241 Об %;

Этан С2Н6 - 0,456 Об %;

Пропан С3Н8 - 0,180 Об %;

Изобутан iС4Н10 - 0,035 Об %;

Нормальный бутан nС4Н10 - 0,043 Об %;

Изопентан iС5Н12 - 0,011 Об %;

Нормальный пентан nС5Н12 - 0,008 Об %;

Двуокись углерода СО2 - 0,030 Об %;

Азот N2 - 0,986 Об %.

Определяем молярную массу по формуле:

М = а1. М1 + а2. М2 +… + аn. Мn = 0,98241. 16,04 + 0,00456. 30,07 + 0,00180..44,09 + 0,00035. 58,12 + 0,00043. 58,12 + 0,00011. 72,15 + 0,00008. 72,15 + 0,0003. 64,07 + 0,00986. 28,02 = 16,329 кг/кмоль, (1.6)

где а1, а2 … аn - объёмные концентрации компонентов смеси;

М1, М2 … Мn - молярные массы компонентов смеси.

Определяем газовую постоянную природного газа по формуле:

(1.7)

где - универсальная газовая постоянная;

=8314,3 Н.м/(кмоль.К).

Определяем плотность природного газа при 0оС и давлении 0,1013 МПа (нормальные условия) по формуле:

(1.8)

где 22,41 - объём одного моля любого газа при нормальных условиях.

Определяем относительную плотность природного газа по формуле:

(1.9)

где =1,293 кг/м3 - плотность воздуха при нормальных условиях.

Определяем плотность природного газа при стандартных условиях по формуле:

(1.10)

где z=z1=1; Р=Р1=0,1013 МПа; Т1=273,15 К, Т2=293,15 К,

где Р и Р1 - абсолютные давления газа;

Т и Т1 - абсолютные температуры газа;

z и z1 - коэффициенты сжимаемости газа соответственно при двух состояниях;

- плотность газа при нормальных условиях (Т1=273,15 К, Р1=0,1013 МПа).

Определяем псевдокритическую температуру и давление природного газа по фомулам:



Тпк = а1. Ткр1 + а1. Ткр2 +… + аn. Ткрn= 0,98241. 190,68 + 0,00456. 305,75 + 0,00180..370,0 + 0,00035. 407,15 + 0,00043. 425,17 + 0,00011. 460,9 + 0,00008. 460,9 + +0,0003. 133,0 + 0,00986. 126,26 = 191,083 К (1.11)

Рпк = а1. Ркр1 + а1. Ркр2 +… + аn. Ркрn= 0,98241. 4,52 + 0,00456. 4,88 + 0,00180. 4,34+ + 0,00035. 3,77 + 0,00043. 3,75 + 0,00011. 3,29 + 0,00008. 3,29 + 0,0003. 7,28 + +0,00986. 3,45 = 4,51 Мпа (1.12)

где Ткр1 и Ркр1 - абсолютные критические температуры и давления компонентов смеси.

В соответствии с ОНТП 51-1-85 псевдокритические параметры природного газа могут быть определены по формулам:

(1.13)

(1.14)

(1.15)

где - плотность газа (кг/м3) при стандартных условиях.

Отличие результатов расчётов по точным и эмпирическим формулам составляет 0,7% для псевдокритических давления и температуры, что вполне приемлемо для технических расчётов.

Определяем коэффициент сжимаемости природного газа z по формуле:

(1.16)

где ;.

Определяем коэффициент динамической вязкости для природного газа по формуле:

(1.17)

Определяем теплоёмкость природного газа по формуле:

(1.18)

Определяем коэффициент Джоуля-Томсона по формуле:

(1.19)

Определяем теплотворную способность влажного газа. Определим теплотворную способность сухого газа по формуле:

(1.20)

где - молярная доля первого компонента в составе сухого газа;

Qн1 - низшая теплота сгорания первого компонента.

Влагосодержание природного газа имеющего точку росы Тт.р.=270 К

при давлении Р=5,5 Мпа по гафику в зависимости от давления и температуры равно .

По формуле:

(1.21)

Плотность влажного газа по формуле:

(1.22)

Находим низшую теплотворную способность влажного газа по формуле:

(1.23)

1.6 Очистка газа на ГРС

Транспортируемые по магистральным газопроводам газы содержат различные твердые (песок, окалину, сварочный грат и др.) и жидкие (конденсат, воду, масло) примеси. Одни примеси попадают в газопровод непосредственно из скважин, другие - после строительства газопровода и в процессе эксплуатации.

Наличие различных примесей приводит к преждевременному износу самого газопровода, запорной и регулирующей арматуры, а также к нарушению работы контрольно-измерительных и регулирующих приборов. Вода и конденсат, скапливаясь в пониженных местах, сужают сечение газопровода и способствуют образованию в нем кристаллогидратов. Поэтому транспортируемый газ подвергается очистке в специальных аппаратах.

Для очистки газа служат пылеуловители, сепараторы, висциновые фильтры и др.

Масляный пылеуловитель (рисунок 1.5) представляет собой цилиндрический сосуд высокого давления, внутренняя полость которого разделена на три секции нижнюю А (от нижнего днища до перегородки 5), премывочную, в которой поддерживается постоянный уровень масла; среднюю Б (от перегородки 5 до перегородки 6), осадительную, где газ освобождается от взвешенных частиц масла; верхнюю В (от перегородки 6 до верхнего днища), отбойную, где происходит окончательная очистка газа от капельножидкостных частиц. В секции А находятся контактные трубки 4, вваренные в глухую разделительную перегородку 5. Они в нижней части имеют продольные прорези - щели для создания завихрения потока.

Работа пылеуловителя происходит следующим образом. очищаемый газ поступает в нижнюю секцию через входной патрубок 10, ударяется о козырек 9, меняет направление и соприкасается с поверхностью масла. Наиболее крупные взвешенные и капельножидкостные частицы остаются в масле, далее газ проходит с большой скоростью по контактным трубкам в осадительную секцию, где скорость его резко снижается, в результате чего оставшиеся частицы пыли, жидкости и захваченное с потоком газа масло оседают и по дренажным трубкам 11- стекают в нижнюю секцию А. Затем газ поступает в отбойную секцию5, состоящую из ряда перегородок, расположенных в шахматном порядке. Здесь происходит окончательная очистка газа. Очищенный газ через патрубок 7 выходит в газопровод. Удержанное в отбойной секции масло стекает по дренажным трубкам в промывочную секцию. Осевшую на дне аппарата загрязненную жидкость удаляют продувкой через трубу 1 в отстойник масла. Пополнение чистым маслом пылеуловителя осуществляется через трубу 2 из аккумулятора масла (обычно используется соляровое масло). Уровень масла определяется по мерному стеклу 3. При транспорте газа с большим содержанием конденсата пылеуловители эксплуатируются без солярового масла. При этом механические примеси, содержащиеся в газе, выпадают вместе с конденсатом. Последний с пылеуловителей автоматически сливается в раздаточную емкость. При ее заполнении объездная бригада сливает конденсат в перевозную емкость.

Полная очистка пылеуловителя от загрязнений производится объездной бригадой по графику 3-4 раза в год, а при транспорте газа с небольшим количеством примесей очистка совмещается с остановками на периодическое плановое освидетельствование сосудов, т. е.- 1 раз в год.

Сепараторы для очистки газа - это аппараты, в которых отделение примесей от газа происходит за счет использования сил тяжести и сил инерции при изменении направления движения и скорости газа.

В настоящее время на ГРС применяются сепараторы гравитационные (отделение примесей происходит путем оседания их за счет резкого изменения направления потока газа при одновременном уменьшении скорости его движения) и циклонные (отделение примесей происходит за счет инерции возникающей в цилиндрической части сосудов при входе по тангенциальному вводу).

Наибольшее распространение получают циклонные сепараторы. Поступающий на очистку газ подводится к циклону по трубопроводу 3, направленному по касательной к цилиндрической части аппарата 2. В результате этого газ совершает внутри аппарата вращательное движение вокруг внутренней трубы 4. Под действием центробежной силы, развиваемой при вращательном движении газа, обладающие большой массой твердые частицы отбрасываются от центра к периферии, осаждаются на стенке, а затем через коническую часть 1 удаляются из аппарата. Очищенный газ через внутреннюю трубу циклона 4 поступает в газопроводы ГРС.

Эти аппараты отличаются относительно небольшим гидравлическим сопротивлением, они хорошо очищают газы. Циклоны выпускаются диаметром от 40 до 800 мм, их часто устанавливают параллельными группами по два, три аппарата и более с общим пылесборником и общими коллекторами для входа и выхода газа.

С уменьшением диаметра циклона значительно увеличиваются, центробежная сила и скорость осаждения частиц. На основании этого принципа созданы конструкции батарейных циклонов (мультициклонов), в которых частицы осаждаются лучше, чем в обычных циклонах. Мультициклоны состоят из параллельно включенных элементов малого диаметра (150--250 мм). Газ с примесями жидких и твердых частиц подается через входной патрубок в среднюю часть мультициклона. Далее через вихревые устройства циклонов поступает в нижнюю часть мультициклона, где происходит оседание всех примесей. Освобожденный от частиц пыли и жидкости газ идет по внутренним трубкам циклонов попадает в верхнюю часть и по трубе направляется в газопроводы. Осевшая внизу, на дне аппарата, загрязненная жидкость удаляется через дренажную трубу в перевозную емкость. Сброс конденсата на ГРС также автоматизирован.

На рисунке показан кассетный фильтр, применяющийся на автоматизированных газораспределительных станциях (АГРС). Он состоит из корпуса 11, в который через съемную крышку 7 вставляется кассета 5 с фильтрующим стекловолокнистым материалом 10. Газ, пройдя через фильтрующий материал, очищается и поступает на узел редуцирования.

Рисунок 1.3 - Кассетный фильтр

Вскрытие фильтра рекомендуется проводить в следующем порядке: закрыть краны на входной и выходной нитках блока переключения и перевести АГРС на работу по байпасу. Сбросить газ из технологических коммуникаций через кран, расположенный в блоке переключения. Убедившись, что в фильтре отсутствует давление газа, снять крышку 7. Для этого отвинтить гайки 2 и навинчиванием гаек 3 на винты 4 переместить крышку 7 и вынуть стопорные сектора 5 и 9. Затем с помощью гаек 2 переместить крышку в обратном направлении и снять. После этого отвинтить гайку 6 и вынуть кассету 8. Снять с кассеты фильтрующий материал и заменить новым, закрепив его проволокой 12. Установку кассеты, крышки и стопорных колец производят в порядке, обратном процессу при вскрытии фильтра. Продувка фильтра от конденсата производится по графику членом ремонтной бригады через вентиль 1 в шламовую емкость.

газораспределительный станция отвод снежеть

1.7 Характеристика газопровода отвода к ГРС

1.7.1 Краткое описание трассы газопровода-отвода

За начало трассы газопровода-отвода к н.п. Зирган принят 65 км магистрального газопровода Кумертау - Ишимбай ниже дороги Зирган -Нордовка в 80 м от нее.

Трасса газопровода-отвода проложена с северной стороны дороги Зирган-Нордовка в 75 м от нее по пахотным землям колхоза им Саловата. Мелеузовского района РБ, пересекая дорогу Зирган Нордовка.

1.7.2 Гидравлический расчет газопровода - отвода

Расчёт гидравлического режима работы газопровода отвода произведём в соответствии с нормами технологического проектирования магистральных газопроводов [1].

Определим пропускную способность газопровода на ГРС «Снежеть». Профиль трассы спокойный. Длина газопровода отвода L=0,136 км. Наружный диаметр с толщиной стенки трубы 1596 мм. Начальное давление в газопроводе отводе Рн= 3,9 МПа. Конечное давление в газопроводе отводе Рк=3,87 МПа. средняя по длине газопровода отвода температура транспортируемого газа Тср = 278,15 К. Относительная плотность газа по воздуху = 0,604. Псевдокритические давление и температура Рпк = 4,54 МПа,Тпк = 191,96 К.

Пропускная способность газопровода отвода вычисляется по формуле:

,(1.25)

где d - внутренний диаметр, м;

Рн и Рк - соответственно абсолютные давления в начале и в конце газопровода отвода, МПа;

- коэффициент гидравлического сопротивления газопровода отвода;

Тср - средняя по длине газопровода отвода температура транспортируемого газа, К;

zср - средний по длине газопровода отвода коэффициент сжимаемости газа;

Средний коэффициент сжимаемости газа определяется по формуле:

,(1.27)

где ;(1.28)

.(1.29)

Среднее давление в газопроводе отводе определяется по формуле:

(1.30)

Коэффициент гидравлического сопротивления для газопровода отвода с учётом его осреднённых местных сопротивлений вычисляется по формуле:

,(1.31)

где Е - коэффициент гидравлической эффективности, при отсутствии устройств для периодической очистки внутренней полости газопровода отвода равный 0,92;

- коэффициент сопротивления трению для всех режимов течения газа в газопроводе отвода определяемый по формуле:

,(1.32)

где к - эквивалентная шероховатость труб принимаемая равной 0,03 мм;

Rе - число Рейнольдса, которое определяется по формуле:

,(1.33)

где q - пропускная способность газопровода отвода, млн.м3/сут;

d - внутренний диаметр газопровода отвода, м;

- коэффициент динамической вязкости - в Па. с, определяемый по формуле:

(1.34)



По формуле (1.30) определяем среднее давление в газопроводе отводе

= 3,885 МПа.

Внутренний диаметр газопровода

= 159-(26) = 147 мм = 0,147 м.

Для вычисления среднего коэффициента сжимаемости и вязкости газа определим приведённые давление и температуру по формулам (1.29) и (1.28):

= 0,856,

= 1,442.

Средний коэффициент сжимаемости газа определим по формуле (1.26)

= 0,9108.

Коэффициент динамической вязкости для средних условий определяется по формуле (1.34)

=11,09.10-6 Па.с.

Поскольку в формуле (1.33) для определения коэффициента гидравлического трения нам не известна величина пропускной способности q, то в первом приближении принимаем квадратичный режим трения, и коэффициент определяем по формуле (при к = 0,00003 м)

= = 0,01407

Принимаем Е = 0,92, поскольку газопровод отвод не имеет устройств для периодического пропуска очистного устройства.

Определяем коэффициент гидравлического сопротивления по формуле (1.31)



= 0,01745

Определим пропускную способность газопровода отвода по формуле (1.25), так как рельеф трассы спокойный:

= 0,69755 млн.м3/сут.

для проверки правильности первого приближения определяем число Рейнольдса по формуле (1.33)

= 6,8815.106.

Пересчитаем коэффициент сопротивления трения во втором приближении по полной формуле (1.32)

= 0,0142

По формуле (1.31)

= 0,0176.

Определим пропускную способность газопровода отвода во втором приближении по формуле (1.25)

= 0,6946 млн.м3/сут.

= 0,43%

Поскольку второе приближение отличается от первого на 0,43% нет необходимости продолжать расчёт в третьем приближении. Поэтому за окончательный результат принимаем q = 0,6946 млн.м3/сут.

1.8 Одоризация газа на ГРС

Согласно действующим правилам техники безопасности используемый в населенных пунктах газ должен обладать сильным характерным запахом. Это дает возможность легко обнаруживать его присутствие в жилых или производственных помещениях и исключать образование газовоздушной смеси. Для придания запаха газу, в него добавляют сильнопахнущие жидкости-одоранты, которые должны обладать следующими свойствами:

а) физиологической безвредностью, при тех концентрациях, что нужны для создания ощутимого запаха;

б) в смеси с газом не разлагаться, а также не реагировать с применяемыми на газопроводе материалами;

в) совершенной безвредностью продуктов их сгорания;

г) малорастворимостью их паров в воде или в конденсате;

д) летучестью для обеспечения испарения их в потоке газа с высоким давлением и низкой температурой.

Для одоризации газов применяется в основном этилмеркаптан СНSН, обладающий следующими свойствами:

Молекулярная масса....... 62,13

Температура кипения, °С..... 37

Температура замерзания, °С.... 148

Плотность в жидком состоянии при 20° С,

кг/л.......... 0,83

Пределы взрываемости, %...... 2,8--18,2

Количество одоранта, вводимого в поток газа, устанавливается в зависимости от нижнего предела взрываемости для нетоксичного газа и безопасной для здоровья концентрации при газах, содержащих окись углерода.

Одоризацня нетоксичных газов считается эффективной, если присутствие их в воздухе может быть обнаружено при концентрации, не превышающей нижнего предела взрываемости. Это так называемая сигнальная норма концентрации газа в воздухе. Для метана эта норма равна 1, для пропана 0,47, для бутана 0,36 об. %. Практикой установлено, что сигнальная норма природного газа обладает необходимым резким запахом при добавлении 16 г этилмеркаптана (19,1 см3) на 1000 м3 газа.

Этилмеркаптан легко взаимодействует с окисями железа, из-за чего при транспортировке газа на большие расстояния наблюдается постепенное уменьшение запаха одорированного газа.

По принципу и строению установки делятся на капельные, фитильные, барботажные. Кроме того, существуют одоризаторы с механической подачей одоранта и автоматические. Капельными установками одорант подается в газопровод отдельными каплями или тонкой струей, где он испаряется, смешиваясь с газовым потоком. В фитильных установках увеличение поверхности испарения создается с помощью матерчатых или керамических фитилей, погруженных частично в жидкий одорант и обладающих большей всасывающей способностью. В барботажных установках развитие поверхности испарения достигается пробулькиванием - барботажем раздробленных струй газа через слой одоранта.

В связи с переходом на новые формы обслуживания наибольшее распространение получают автоматические одоризационные установки.

Наибольшее распространение получил новый тип универсального автоматического одоризатора газа - УОГ-1 (рис. 1.7). Этот одоризатор предназначен для установки на ГРС производительностью 3-165тыс. м\ч. Он автоматически осуществляет подачу одоранта в количестве, пропорциональном расходу газа.



Рисунок 1.4 - Универсальный одоризатор газа УОГ-1

Техническая характеристика УОГ-1

Рабочее давление в газопроводе, кгс/см2. 2-12

Производительность по одоранту, см^ч. 57-3150

Перепад давления на диафрагме, соответствующий максимальному расходу газа, кгс/см2. Не более 0,6

Погрешность одоризатора, %..... ±10

Число циклов в минуту....... 2-5

Температура окружающего воздуха, °С.. от -40 до 50

Максимальный расход газа на питание системы управления, м\ч....1

Принцип работы одоризатора, изображенного на рисунке 1.7, заключается в следующем. В одоризатор подается часть газа, проходящего через ГРС; перепад давления создается установленной на газопроводе 7 диафрагмой 5. Из подземной емкости 3 одорант поступает в расходную емкость 2, далее через замерный сосуд 1 и поплавковую камеру 4 в инспекционный дозатор 6, где он инжектируется ответвленной струей газа. Одорированный газ возвращается в основной газопровод и там смешивается с остальным количеством газа. Одоризаторы типа УОГ-1 сложны по конструкции, но надежны в работе.

Для обеспечения нормальной работы автоматических одоризаторов необходимо ежемесячно проводить профилактические проверки, при которых проверяется герметичность всех стыков и соединений одоризатора. При наличии малейших утечек газа или одоранта немедленно устраняют их путем дополнительной подтяжки болтов и сальниковых гаек, сменой прокладок, уплотнительных колец и заменой сальников.

1.9 Эксплуатация ГРС «Снежеть»

1.9.1 Подготовка ГРС к работе

Произвести предпусковую проверку и настройку приборов контроля и автоматики в соответствии с инструкциями изготовителей смонтированных приборов.

Выполнить продувку станции инертным газом количеством 50 м3. Давление инертного газа до 0,8 МПа. Продувку станций нужно проводить очень тщательно, чтобы в сосудах и трубопроводах не осталось газовоздушной смеси. -Содержание кислорода в продуктах продувки не должно превышать 0,3% объемных.

По окончании вытеснения воздуха из всей станции произвести медленный подъем давления газа для чего плавно и медленно открыть кран Кр1. Порядок подъема давления:

- от 0,1 до 0,3 МПа в течение 15 мин;

- от 0,3 до 3,0 МПа в течение 15 мин;

от 3,0 до 5.5 МПа в течение 10 мин.

Открыть пусковой шаровой кран на регуляторе давления газа Кр 60, Кр 61.

Проверить работоспособность регуляторов давления газа при закрытом положении шаровых кранов Кр11, Кр12 в соответствии с руководством по эксплуатации.

Проверить по манометру заполнение газом редуцирующих ниток до рабочего давления ГРС.

Провести первое функциональное испытание регулирования выходного давления путем открытия продувочных кранов Кр 63, Кр 66 для стравливания небольшого количества газа в атмосферу и установить текущее давление. Заполнить трубопровод газом до узла переключений. Точное текущее давление можно отрегулировать только при работе установки при больших расходах.

Продуть и заполнить газом сеть узла подготовки (редуцирования) газа на собственные нужды. Процесс заполнения должен осуществляться через байпас станции при помощи клиновой задвижки Кр 19 узла отключения станции в блок-боксе переключения. Закрыть шаровые краны непосредственно за регуляторами давления Кр101, Кр102 на редуцирующей нитке газа на котельную установку и проверить функционирование регулятора давления. Заполнить газом редуцирующие нитки. Провести первое функциональное испытание регулирования выходного давления путем стравливания небольшого количества газа в атмосферу и установить предварительное текущее давление 0, 0025 МПа. Точное текущее давление можно отрегулировать только при работе ГРС.

1.9.2 Пуск ГРС

Открыть или убедиться, что открыты краны Кр1, Кр11, Кр12, Кр15, Кр17. После достижения рабочего давления проверить наличие расхода газа, а также соответствие давления по станции проектным величинам.

Пуск узла нагрева газа в теплообменнике производится одновременно с подачей воды, нагреваемой в котле путем открытия арматуры Кр34, Кр38, подачей топливного газа на розжиг горелочного устройства котла и на горелку. В зимний период для обогрева топливного газа. предусмотрен наружный электрообогрев.

Контролировать температуру газа на выходе из теплообменника путем регулирования температуры воды и подачей топливного газа на котел.

При эксплуатации станции необходимо поддержать основные технологические параметры в следующих пределах:

Производительность по газу - от 0,7 до 10,0 тыс.нм3\ ч

Давление рабочее на входе - от 1,8 до 5,5 МПа

Давление рабочее на выходе - от 0,6 до 1,2 МПа

Температура на входе - от 0 до 20° С

Температура на выходе - не менее 5° С

Контроль параметров работы оборудования станции (температуры, давления, перепада давления газа, расхода и др.) осуществлять в соответствии с требованиями раздела 8 «Контрольно-измерительные приборы и электрооборудование» настоящей инструкции.

Для экстренной остановки станции необходимо:

Открыть кран Кр4 на байпасной линии узла отключения станции в блок-боксе переключения и отрегулировать задвижкой Кр19 давление газа, подаваемого потребителю.

Закрыть кран Кр1 на входе станции. Закрыть краны Кр11, Кр12 на выходе из станции. Открыть запорную арматуру на линиях выхода газа на свечах А, В, С, В, Е, Р.

Нормальная остановка станции.

Закрыть кран Кр 1 и по манометру следить за падением давления газа на выходе ГРС. Открыть кран Кр 4 узла отключения ГРС, закрыть краны Кр 11, Кр 12 и плавно отрегулировать давление газа потребителю задвижкой Кр 19. после этого сбросить газ из коммуникаций ГРС через линии выхоа газа на свечах А; В; С; Р.



1.9.3 Контрольно-измерительные приборы и электрооборудование

Непосредственно в блок-боксе технологическом размещаются местные приборы, первичные преобразователи измерения технологических параметров, запорная и регулирующая аппаратура.

В помещении блок-бокса вспомогательного размещаются отопительные котлы, шкаф силовой и шкаф измерения расхода.

Система контроля и автоматического управления обеспечивает поддержание заданных технологических параметров ГРС, непрерывное автоматическое определение расхода газа. выдаваемого потребителю, автоматическую сигнализацию отклонения технологических параметров и состояния оборудования ГРС.

...