Проектирование газопровода
Реконструкция газораспределительных сетей Московской области. Проектирование газопровода-отвода от магистрального газопровода с учетом свойств газовой смеси. Механический и гидравлический расчет. Оценка амортизации основных производственных фондов.
| Рубрика | Производство и технологии |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 27.12.2014 |
| Размер файла | 1,4 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://allbest.ru
Введение
газопровод станция магистральный
Газовая промышленность в настоящее время -- самая стабильная отрасль российской экономики, один из главных столпов производственно-экономического потенциала России. Гарантией высокого уровня добычи газа и непрерывности поставок нашим потребителям являются богатые залежи газа в западной Сибири, мощный производственный потенциал, а также высококвалифицированный в области разведки, добычи и транспортировки газа. Россия -- крупнейший поставщик природного газа в западные европейские страны, но самым значительным потребителем российского газа является собственный внутренний рынок, где газ находит применение в производстве электроэнергии, в тяжелой и легкой промышленности, в химии, сельском хозяйстве, в коммунально-бытовом секторе.
В соответствии с разрабатываемой энергетической стратегией России на период до 2020 года экспорт энергоресурсов останется важнейшим направлением в международной деятельности России в сфере энергетики.
В целях дальнейшего расширения газификации прогнозируется развитие сети распределительных газопроводов до 75-80 тысяч километров за пятилетие, из них более 75 процентов - в сельской местности. Планируемые объемы реконструкции газовых сетей позволят к 2021 году газифицировать природным газом до 10,5 миллиона квартир, из них 7,5 миллиона - в сельской местности. Целью дипломного проекта является реконструкция ГРС Московской области. Для этого предполагается заменить газопровод-отвод диаметром 114 мм на газопровод-отвод диаметром 219 мм от магистрального трубопровода Тула-Москва. Необходимость реконструкции ГРС возникла ввиду следующих факторов:
- выработан ресурс оборудования;
- изменение объемов поставки газа потребителям;
- необходимость в применении современного оборудования и технологий.
В проекте технического перевооружения ГРС будет предусмотрено сооружение газопровода-отвода от магистрального газопровода, максимальный расход газа при стандартных условиях Из ГРС предусмотрен выход потребителям с замерным узлом расхода газа и редуцированием газа с до , максимальный расход газа при стандартных условиях . Также на ГРС предусмотрен отбор газа на собственные нужды из трубопровода с давлением и его дальнейшим редуцированием до .
1. Задание на проектирование
1. Компонентный состав газа:
|
Компонент |
Объемное содержание в смеси % |
Молекулярный вес , кг/кмоль* |
Плотность при станд. условиях , кг/м3* |
|
|
Метан |
97,625 |
16,043 |
0,6682 |
|
|
Двуокись углерода |
0,038 |
44,010 |
1,8393 |
|
|
Азот |
1,070 |
28,135 |
1,1649 |
|
|
Этан |
0,706 |
30,070 |
1,2601 |
|
|
Пропан |
0,361 |
44,097 |
1,8641 |
|
|
Н-бутан |
0,092 |
58,123 |
2,4956 |
|
|
И-бутан |
0,062 |
58,123 |
2,488 |
|
|
Н-пентан |
0,015 |
72,150 |
3,174 |
|
|
И-пентан |
0,014 |
72,150 |
3,147 |
|
|
Н-гексан |
0,011 |
86,177 |
3,898 |
*Данные в соответствии с ГОСТ 30319.1-96 «Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение физических свойств природного газа, его компонентов и продуктов его переработки».
Давление на входе в газопровод-отвод:
2. Максимальный расход газа, поступающего в газопровод-отвод, приведенный к стандартным условиям:
3. Температура транспортируемого газа:
4. Температура окружающей среды (внутри отапливаемого здания ГРС):
5. Температура окружающей среды на открытом воздухе:
6. Абсолютное давление при стандартных условиях:
7. Термодинамическая температура при стандартных условиях:
1.1 Расчет физических свойств природного газа
Молекулярная масса смеси, кг/кмоль:
где - объемная доля i-го компонента смеси;
i -молекулярная масса i-го компонента смеси, кг/кмоль.
Газовая постоянная смеси газов:
где - универсальная газовая постоянная, = 8314
Относительная плотность по воздуху газовой смеси:
где Rв - газовая постоянная воздуха, Rв = 287
Плотность газа в стандартных условиях, кг/м3:
где - объемная доля i-го компонента смеси;
- плотность i-го компонента смеси, кг/м3.
Коэффициент динамической вязкости индивидуальных компонентов, входящих в состав газовой смеси, при различных температурах определяют по формуле Сюзерленда:
Si - постоянная Сюзерленда i-го компонента газовой смеси:
Ткип - температура кипения i-го компонента газовой смеси, К.
Таблица 1.1.1- Компонентный состав газа
|
№ п/п |
Газ |
I(P0,T0) |
Si |
|
|
1. |
Метан |
102,99 |
167,55 |
|
|
2. |
Этан |
84,57 |
276,75 |
|
|
3. |
Пропан |
73,58 |
346,65 |
|
|
4. |
Бутаны |
62,92 |
409,05 |
|
|
5. |
Пентаны |
47,36 |
454,15 |
|
|
6. |
Гексан |
28,3 |
502,55 |
|
|
7. |
Углекислый газ |
140,2 |
249,15 |
|
|
8. |
Азот |
165,92 |
116,10 |
Определим динамическую вязкость каждого компонента смеси:
Коэффициент динамической вязкости смеси определяется по формуле:
- объемное содержание i-го компонента газовой смеси;
- молекулярная масса i-го компонента газовой смеси, кг/моль.
1.2 Расчет коэффициента сжимаемости газа
Для определения коэффициента сжимаемости газа воспользуемся ГОСТ 30319.2-96 «Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение коэффициента сжимаемости». Расчет произведем по неполному компонентному составу по методу NX19, т.к. этот метод применим для газов с плотностью в интервале температур 250-290 К и давлений до 3 МПа. Погрешность расчета коэффициента сжимаемости в этих диапазонах параметров не превышает 0,11%. Метод NX19 наиболее применим при расчетах газораспределительных систем. Расчет производится для начального давления и средней температуры газа по длине газопровода-отвода, и учитывает молярные доли диоксида углерода и азота (другие компоненты газа не учитываются).
Этот метод, как и другие методы, описанные в ГОСТ 30319.2-96, применяется при расчетах в ОАО «Газпром автоматизация» при проектировании сетей низкого давления.
Средняя температура перекачиваемого газа, равная среднеинтегральному значению температуры газа по длине линейного участка:
температура грунта на глубине заложения оси газопровода;
температура газа в начале участка;
Принимаем температуру газа в конце участка . Тогда,
Коэффициент сжимаемости газа вычисляют по формуле:
Z и Zc - фактор сжимаемости соответственно при рабочих и стандартных условиях, равный:
Корректирующий множитель вычисляется в зависимости от параметров и , равных:
и - псевдокритические значения давления и температуры, определяемые по формулам:
и - объемные доли диоксида углерода и азота.
Тогда,
Корректирующий множитель тогда будет определяться по формуле:
Вычислим коэффициенты уравнения для определения коэффициента сжимаемости:
Тогда, фактор сжимаемости при рабочих условиях будет равен:
Повторим тот же расчет для стандартных условий.
Корректирующий множитель тогда будет определяться по формуле:
Вычислим коэффициенты уравнения для определения фактора сжимаемости:
Тогда, фактор сжимаемости при рабочих условиях будет равен:
По полученным данным найдем коэффициент сжимаемости:
1.3 Механический расчет газопровода-отвода
Согласно СНиП 2.05.06-85* расчетную толщину стенки газопровода-отвода , см, следует определять по формуле:
где nр - коэффициент надежности по нагрузке - внутреннему рабочему давлению в трубопроводе, равный 1,1; [1]
Р - рабочее (нормативное) давление, МПа;
Dн - наружный диаметр трубы, см;
R1 - расчетное сопротивление растяжению:
где m - коэффициент условий работы трубопровода, для трубопроводов IV категории m=0,9; [1]
k1 - коэффициент надежности по материалу, равный 1,55; [1]
kн - коэффициент надежности по назначению трубопровода, равный 1,0; [1]
и - нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла труб и сварных соединений следует принимать равными соответственно минимальным значениям временного сопротивления и предела текучести. . [1]
Продольные осевые напряжения от расчетных нагрузок и воздействий [МПа] определяются с учетом упругопластической работы металла.
где t - коэффициент линейного расширения металла трубы, град-1, для стали t=0,000012 1/С; [1]
Е - переменный параметр упругости (модуль Юнга), (для стали Е=2,1106 ); [1]
t - расчетный температурный перепад, принимаемый положительным при нагревании, С;
- номинальная толщина стенки трубопровода, см;
- переменный коэффициент поперечной деформации стали (коэффициент Пуассона), =0,3. [1]
Если пр.N0, то величина корректируется по формуле:
где 1 - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние труб, определяемый при сжимающих продольных осевых напряжениях по формуле:
Толщина стенки трубопровода, определенная по формулам, округляется в большую сторону до ближайшей номинальной в сортаменте труб. Проверку на прочность трубопроводов в продольном направлении следует производить из условия:
где 2 - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние метала труб, при растягивающих осевых продольных напряжениях (пр.N0) принимаемый равным единице, при сжимающих (пр.N0) определяемый по формуле:
где кц - кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления, определяемые по формуле:
Для предотвращения недопустимых пластических деформаций трубопровода следует проверять условие:
Расчет газопровода
Выбираем трубы стальные, сваренные с одним продольным швом, первого типа из стали 20;
Наружный диаметр: Dн=219мм;
m=0,9 ;
k1=1,55;
kн=1,0.
Определим расчетное сопротивление по формуле:
Толщину стенки газопровода определяем по формуле:
Температурный перепад t=20 С.
Продольные напряжения определим по формуле:
Знак «минус» в последнем выражении показывает, что в трубопроводе имеются продольные осевые сжимающие напряжения.
Коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, определим по формуле:
Корректируем толщину стенки по формуле:
Выбираем ближайшее к полученному стандартное значение по ГОСТ 52079-2003 «Трубы стальные сварные для магистральных газопроводов, нефтепроводов нефтепродуктопроводов»:
= 6 мм.
Определяем кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления по формуле:
Определяем продольные напряжения при = 6 мм по формуле:
Коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние метала труб при сжимающих осевых напряжениях (пр.N0), определим по формуле:
Проверку на прочность трубопроводов в продольном направлении определяют по формуле:
Для предотвращения недопустимых пластических деформаций трубопровода проверим условие по формуле:
Следовательно, условие выполняется.
По приведенным расчетам принимаем трубы, выпускаемые Новомосковским трубным заводом диаметром 219 мм и толщиной стенки 6 мм. [5]
1.4 Гидравлический расчет газопровода-отвода
Исходные данные:
Пропускная способность газопровода Q = 0,96 млн.м3/сут;
Протяженность линейного участка L = 30,3 км;
Коэффициент гидравлической эффективности Е = 1 (при проектировании газопровода из новых труб без специальных покрытий внутренней поверхности);
Средняя температура газа Тср = 287,3 К;
Начальное давление МПа;
Внутренний диаметр
Расчет газопровода :
Определим режим течения газа в трубопроводе. Для этого рассчитаем переходный расход, соответствующий переходному числу Рейнольдса:
Qпер - расход газа (млн.м3/сут), соответствующий переходному числу Рейнольдса.
- коэффициент динамической вязкости природного газа, Пас.
Переходное число Рейнольдса находится по следующей формуле:
Найдем переходный расход:
Т. к. пропускная способность Q больше величины Qпер, следовательно, режим течения газа квадратичный, для которого коэффициент гидравлического сопротивления будет зависеть только от эквивалентной шероховатости:
где - эквивалентная шероховатость внутренней поверхности газопровода, принимаемая равной 0,03мм;
Dвн - внутренний диаметр газопровода, мм.
С учетом местных сопротивлений будет определено по следующей формуле:
Давление газа в конце участка определяется по формуле:
где Q - пропускная способность газопровода-отвода, млн.м3/сут;
Pн - начальное давление, МПа;
Pк - конечное давление, МПа;
L - длина отвода, км;
Dвн - внутренний диаметр, мм.
Учитывая коэффициент сжимаемости, и относительную плотность по воздуху,, найдем давление газа в конце участка:
Согласно сортаменту труб и механическому расчету газопровода-отвода принимаем трубу 219х6 мм.
Расстановка станций катодной защиты
Для защиты трубопроводов от почвенной коррозии эффективным является применение электрохимической защиты с использованием станций катодной защиты.
Произведем расчет для газопровода-отвода диаметром D = 219 мм и длиной L = 30,3 км.
Продольное сопротивление трубопровода определяется по формуле:
т - удельное электрическое сопротивление, т = 0,135 Оммм2/м; [19]
D - диаметр газопровода, мм;
- толщина стенки, мм.
Переходное сопротивление труба - земля определяется исходя из формулы
Rп.из. - переходное сопротивление изоляции трубопровода в зависимости от удельного сопротивления грунта, Омм;
Удельное сопротивление грунта = 20 Омм (грунт - суглинки). Определяем Rп.из. = 1700 Омм2 .
Постоянная распределения тока вдоль трубопровода определяется по формуле:
Входное сопротивление трубопровода при одинаковых электрических параметрах левого и правого плечей:
Расстояние между газопроводом и анодным заземлением определяется по формуле:
Р - вспомогательный коэффициент, находится по номограмме, Р = 5,7. [19]
Расстояние между катодными установками определяется по формуле:
Q - вспомогательный коэффициент, находим по номограмме, Q = 0,82м. [19]
Сила тока катодной установки определяется по формуле:
Uк.з. - наложенная разность потенциалов труба - земля в точке дренажа (для влажных грунтов Uк.з.=0,67В).
Тогда,
Напряжение на выходе катодной станции определяем по формуле:
r - сопротивление дренажных проводов, соединяющих катодную станцию с трубопроводом и анодным заземлением, определяется по формуле:
м - удельное сопротивление материала проводов, м=0,028 Ом; [19]
Rэ - сопротивление растеканию анодного заземления, Rэ=0,69 Ом; [19]
lп - длина дренажных проводов, lп = Y= 40,7 м;
S - сечение провода, мм;
Сечение провода определим по формуле:
Rc - сопротивление схемы станций катодной защиты (СКЗ), Rc= 1,5 Ом; [19].
Тогда,
Принимаем
Подставляем найденное значение сечения в формулу для сопротивления дренажных проводов:
Общее число электродов определяем по формуле:
- сопротивление растеканию горизонтального электрода, Ом:
э - коэффициент использования электрода, работающего совместно с соседним (э= 0,7). [19]
Тогда,
Принимаем на проектируемом участке газопровода - отвода n= 12 шт.
Мощность катодной станции определяем по формуле:
Количество станций катодной защиты рассчитываем по формуле:
где Lобщ - длина проектируемого газопровода - отвода, Lобщ=30,3 км.
Округляем полученное значение: n = 3 станции.
Параметры в конечный период работы катодной защиты
Сила тока в точке дренажа:
Входное сопротивление в точке дренажа:
Rп - переходное сопротивление, Ом.
Переходное сопротивление находим по формуле:
Rп.из. - переходное сопротивление изоляции трубопровода через 10 лет, Rп.из. =400 Омм. [5].
Тогда,
Напряжение на выходе катодной станции определяется по формуле:
Мощность на выходе катодной станции определяется по формуле:
В соответствии с рассчитанной мощностью по нормальному ряду выбирается тип СКЗ: КСС-150-61.
Таблица 2.2.1-Техническая характеристика СКЗ
|
Параметры |
Величина |
|
|
Мощность, Вт |
150 |
|
|
Напряжение, В |
2,525 |
|
|
Сила тока, А |
6,2512,5 |
2.Газораспределительная станция Московской области
Газораспределительная станция (ГРС) предназначена для бесперебойной подачи газа потребителю с заданным расходом, давлением, необходимой степенью очистки от механических примесей и влаги, подогревом до требуемой температуры, с измерением и регистрацией расхода газа.
Основным топливом в системе газоснабжения является природный газ. Газ от мест добычи по магистральным трубопроводам, составляющим в настоящее время единую транспортную магистраль природного газа, - поступает на газораспределительные станции (ГРС) городов, крупных населенных пунктов. По трубам он перемещается за счет избыточного давления, создаваемого головными (расположенными непосредственно у места добычи газа) и промежуточными (размещенного на трассе газопровода через 125 - 150 км) компрессорными станциями (КС). На ГРС давление транспортируемого газа снижается до 0,3 или 1,2 МПа и поддерживается постоянным в соответствии с проектами схем газоснабжения. Сети газоснабжения могут начинаться от ближайших городских газовых систем. Если расстояние от городских систем превышает 10 км, считается целесообразным проектировать и строить ответвления - отводы - от магистральных газопроводов с устройством ГРС или АГРС (автоматические газораспределительные станции) для газоснабжения отдельного населенного пункта или группы поселков в радиусе 15-25 км. На всех ГРС устанавливают расходомеры для измерения количества протекающего газа. Важным условием проектирования и работы ГРС является бесперебойное снабжение газом потребителей. Для этого защитную автоматику создают по принципу резервирования, а не отключения потока газа при отказах регулирующего оборудования (создаются основные и резервная линии редуцирования, основные и резервная линии измерения расхода газа).
ГРС оснащено следующим технологическим оборудованием, расположенным по ходу движения газа: входной кран узла отключения, блок очистки газа, нитки дросселирования и регулирования давления газа, расходомерные нитки, выходной отключающий кран.
Схемы ГРС позволяют в аварийных случаях или при производстве ремонтных работ снабжать газом потребителей по обводной линии (байпасу) с ручным регулированием давления газа.
В некоторых случаях необходимо предусматривать подогрев газа на ГРС перед дросселирующими нитками, чтобы предотвратить образование гидратов.
Характеристика ГРС Московской области
Основной задачей газораспределительной станции Московской области является снижение давления газа, поставляемого потребителям, и поддержание его на заданном постоянном значении, и учет газа для коммерческих нужд. Потребители газа делятся на две группы:
- население;
- промышленные потребители.
Станция предназначена для эксплуатации в условиях микроклиматического района с умеренным климатом со средней температурой наиболее холодной пятидневки не ниже -38С.
Параметры ГРС:
Режим работы - непрерывный.
Форма обслуживания - надомная.
Тип ГРС - индивидуальная.
Таблица 3.2.1-Основные технические данные ГРС
|
Параметры |
Единицы измерения |
Значения |
|
|
Производительность ГРС: проектная фактическая максимальная фактическая минимальная |
ст. м3/час ст. м3/час ст. м3/час |
40000 13700 1900 |
|
|
Давление газа на входе ГРС: максимальное рабочее минимальное рабочее |
Мпа Мпа |
5,4 2,3 |
|
|
Давление газа на выходе ГРС: |
Мпа |
0,6 |
|
|
Диаметр входа газопровода на ГРС Диаметр входа газопровода в узел переключения Диаметр выхода газопровода с ГРС Диаметр выхода газопровода из узла переключения |
мм мм мм мм |
200 200 300 300 |
|
|
Температура газа на входе ГРС: Минимальная максимальная |
єС єС |
0 +15 |
|
|
Температура газа на выходе ГРС: Минимальная максимальная |
єС єС |
0 +10 |
Газ входит в ГРС под давлением 3,14 МПа из газопровода-отвода через стальную трубу диаметром 2196 мм. Из ГРС предусмотрен один выход:
- выход со снижением давления газа до 0,6 МПа, с расходом 40000 ст. м3/час и диаметром трубы 2196. Кроме того, происходит отбор газа на собственные нужды после редуцирования газа до 0,6 МПа с его дальнейшим редуцированием до 100…200 мм вод ст. Этот газ необходим для работы котла, осуществляющего обогрев здания ГРС.
Давление на входе и выходе и перепад давления в фильтрах фиксируется манометрами, расположенными на специальных штуцерах.
Защита ГРС от коррозии осуществляется специальными лакокрасочными покрытиями.
В технологической схеме ГРС очистка газа осуществляется в два этапа: на фильтрах грубой очистки и тонкой очистки. После очистки газ поступает в узел редуцирования. Узел редуцирования состоит из двух линий - рабочей и резервной. Обе линии имеют одинаковое оборудование, и их функции периодически меняются. Также, проектом предусматривается летняя линия редуцирования, рассчитанная на маленькие расходы. Линия редуцирования содержит кран с ручным приводом, счетчик газа, регулятор давления прямого действия и кран с ручным приводом на выходе. Измерение расхода газа осуществляется турбинными счетчиками и быстросменными сужающими устройствами (БСУ). Для учета газа на собственные нужды будут применены мембранные счетчики.
При отключении ГРС в период ремонтных работ подача газа потребителям производится по обводным линиям (байпасам) с применением ручного регулирования.
Система аварийно-предупредительной сигнализации обеспечивает подачу нерасшифрованного сигнала в дом оператора при отклонениях в работе ГРС.
Характеристика технологического оборудования ГРС
На газораспределительной станции ГРС Электроугли размещены технологические узлы и сооружения:
?узел переключения, узел очистки газа, узел предотвращения гидратообразования;
? узел редуцирования, узел измерения расхода и количества природного газа заводской готовности;
?существующие здания ГРС;
?резервный источник электроснабжения на базе газопоршневой электростанции;
? емкость для сбора конденсата с площадкой обслуживания V=1,5 мі;
? временный узел редуцирования (ВУР).
Технологические узлы в помещениях монтируются на рамах. Крепление рам осуществляется к фундаментам.
Таблица 3.3.1- Перечень измерительного оборудования
|
№ |
Наименование |
Назначение |
|
|
1 |
Датчик избыточного давления Метран-150TGR3(0-6,3 МПа);(0-1,6 МПа) |
Измерение давления газа |
|
|
2 |
Термометр биметаллический ТБ-1 |
Визуальный контроль температуры газа |
|
|
3 |
Манометр МПЗ-У-6,3 МПа; 1,6 МПа |
Визуальный контроль давления газа |
|
|
4 |
Манометр сигнализирующий ДМ 2005 CrlEx 0….10МПа, 0….1,6МПа |
Сигнализация давления газа |
|
|
5 |
Термопреобразователь сопротивления ТСМУ Метран-274 |
Измерение температуры газа |
Узел переключения
Узел переключений ГРС предназначен для переключения потока газа высокого давления с автоматического на ручное, регулирование давления газа по обводной линии. Устанавливается под навесом.
В узле переключений предусматривается:
? газопровод входной с шаровым краном (DN200) с пневмоприводом;
? газопровод выходной с шаровым краном (DN300)с пневмоприводом;
? обводная линия, оснащенная (по ходу газа) отключающим шаровым краном с ручным управлением и задвижкой с ручным управлением DN150;
? трубопровод с шаровым краном (DN50) с пневмоприводом для аварийного сброса газа на свечу из технологических трубопроводов, расположенных после входного крана. Трубопровод свечи вынесен на 10 м за ограждение ГРС;
? трубопровод с шаровым краном (DN80) с пневмоприводом для аварийного сброса газа на свечу из технологических трубопроводов, расположенных до выходного крана. Трубопровод свечи вынесен на 10 м за ограждение ГРС
? трубопровод сброса газа на свечу с предохранительных клапанов типа СППКР на выходном газопроводе. Трубопровод свечи вынесен на 10 м за ограждение ГРС.
Подключение ГРС осуществляется через электроизолирующие фланцевые соединения, установленные на входном и выходном трубопроводах для предотвращения прохождения электрического тока вдоль трубопровода, и тем самым защищают оборудование и трубопроводы ГРС.
Отбор газа на собственные нужды производится от выходящего газопровода ГРС давлением Р=0,6 МПа.
Технологическая схема предусматривает альтернативный источник подачи импульсного газа - дополнительный отбор импульсного газа предусматривается перед входным краном ГРС (по ходу газа), основной отбор производится после узла очистки.
Таблица 3.3.2-Перечень технологического оборудования
|
№ |
Наименование |
Назначение |
|
|
1 |
Кран пробковый DN100 PN6,3 МПа с ручным приводом |
Кран входной |
|
|
2 |
Кран пробковый DN200 PN6,3 МПа с ручным приводом |
Кран выходной |
|
|
3 |
Кран пробковый DN50 PN 6,3 МПа с ручным приводом |
Кран сброса газа на свечу по входу |
|
|
4 |
Кран пробковый DN80 PN6,3 МПа с ручным приводом |
Кран сброса газа на свечу по входу |
|
|
5 |
Кран пробковый трехходовой КШХ 40-15 РБУ, DN15, РN4 |
Подключение датчика давления и манометра |
|
|
6 |
Кран шаровой DN25 РN 1,6 МПа |
Продувка азотом |
|
|
7 |
Кран пробковый DN50 PN6,3 МПа с ручным приводом |
На трубопроводе газа на собственные нужды |
|
|
8 |
Клапан стальной проходной игольчатый DN6 РN1,6МПа |
Настройка предохранительых клапанов |
|
|
9 |
Переключающее устройство тип 320.1V DN100 ANSI 600 RF |
Переключение предохранительных клапанов |
|
|
10 |
Клапан предохранительный КПЭ-16-100 |
Сброс давления газа, превышающего рабочее на 12% на выходе станции |
Узел очистки газа
Узел очистки газа на ГРС служит для предотвращения попадания механических примесей и жидкостей в технологические трубопроводы, оборудование, средства контроля и автоматики станции.
Узел очистки имеет в своем составе:
? Сепаратор газовый вихревой СГВ-7 ООО НПО «Вертекс»- 2 шт.;
? Клапанным блок 0104 М W 3 2 D 1 1 VC D9 2 L4 SR- 2 шт.;
? обвязка фильтров-сепараторов - 4 крана Ду200 Ру63;
? датчики КИПиА, устанавливаемые на оборудовании и трубопроводах.
Загрязненность фильтрующих элементов контролируется датчиком перепада давления.
Конденсат с узла очистки при достижении верхнего предельного уровня в автоматическом режиме сбрасывается в надземную емкость сбора конденсата объемом V=1,5 м
Таблица 3.3.2- Перечень технологического оборудования
|
№ |
Наименование |
Назначение |
|||
|
1 |
Кран пробковый DN200 PN6,3 МПа с ручным приводом |
Кран входной перед сепаратором - рабочая нитка |
|||
|
2 |
Кран выходной после сепаратора -рабочая нитка |
||||
|
3 |
Кран входной перед сепаратором - резервная нитка |
||||
|
4 |
Кран выходной после сепаратора - резервная нитка |
||||
|
6 |
Кран пробковый DN50 PN6,3 МПа с ручным приводом |
Слив конденсата из рабочего фильтра очистки |
|||
|
7 |
Слив конденсата из резервного фильтра очистки |
||||
|
8 |
Кран пробковый трехходовой КШХ 40-15 РБУ, DN15, РN4 |
Подключение манометра |
|||
|
9 |
Сепаратор газовый вихревой СГВ-7 DN50 |
Очистка газа - рабочая нитка |
|||
|
Очистка газа - резервная нитка |
Кран шаровой DN50 PN8 МПа с ручным приводом |
Слив конденсата |
|||
|
13 |
Емкость сбора конденсата V=1,5 куб.м. |
Сбор конденсата |
Узел подогрева газа
Охлаждение газа при снижении давления является причиной обмерзания арматуры, регулирующих клапанов, контрольно-измерительных приборов и образования кристаллогидратов в газопроводе и арматуре. С целью предотвращения образования гидратов применяется подогрев газа. Узел подогрева газа должен обеспечивать температуру газа на выходе из ГРС в диапазоне от 0 до +10 °С.
В узле подогрева газа предусматривается:
- входной и выходной трубопровод с шаровыми кранами с ручными приводами DN100;
- теплообменник газоводяной;
- обводной трубопровод с задвижкой DN100 с ручным приводом.
Таблица 3.3.3-Перечень технического оборудования
|
№ |
Наименование |
Назначение |
|
|
1 |
Кран пробковый DN200 PN6,3 МПа МПа с ручным приводом |
Кран входной |
|
|
2 |
Кран пробковый DN200 PN6,3 МПа МПа с ручным приводом |
Кран выходной |
|
|
3 |
Задвижка DN200 с ручным приводом |
Кран сброса газа на свечу по входу |
|
|
4 |
Кран пробковый трехходовой КШХ 40-15 РБУ, DN15, РN4 |
Подключение манометра |
|
|
5 |
Манометр КМ-11 0…10 КПа |
Давление топливного газа перед горелкой |
|
|
6 |
Затвор дисковый DN80 PN1,6 МПа |
Для подачи теплоносителя в теплообменники теплоносителя в тепло |
|
|
7 |
Котел водогрейный Suреr RAC-2F 230 |
Нагрев теплоносителя узла предотвращения гидратообразования и системы отопления |
Узел редуцирования газа
Узел редуцирования предназначен для снижения и автоматического поддержания заданного давления газа, подаваемого потребителям.
В состав узла редуцирования входит:
Обвязка рабочей и резервной линии редуцирования основного расхода, выполненная по следующей схеме (по ходу газа):
- кран пробковый DN200 с пневмоприводом;
- два последовательно установленных регулятора RG/2MCS;
- кран пробковый DN300 с ручным приводом;
- штуцер для подачи азота с краном DN 20 с ручным приводом;
- свечи сброса газа до и после регуляторов давления с кранами DN 25 с ручным приводом;
Таблица 3.3.4-Перечень технического оборудования
|
№ |
Наименование |
Назначение |
|
|
1 |
Кран пробковый DN200 PN6,3 МПа МПа с пневмоприводом |
На входе основных линий редуцирования |
|
|
2 |
Кран пробковый DN300 PN6,3 МПа МПа с ручным приводом |
На выходе основных линий редуцирования |
|
|
3 |
Регулятор давления газа BFL OS/80X, DN50, РN8 МПа |
Редуцирование давления газа |
|
|
4 |
Кран шаровой DN20, РN 1,6 МПа с ручным приводом |
Продувка азотом |
|
|
5 |
Штуцер приварной Шц-G1/2 УЗ-09Г2С |
Подача азота |
|
|
6 |
Кран шаровой DN25 РN 1,6 МПа с ручным привдомо |
Сброс газа на свечу |
Узел учета газа
Для коммерческого учета газа предусматривается узел измерений организованный на базе ротационного счетчика DELTA G650, DN 150, PN 16 МПа Q=500--7900 м3/ч. В узле измерений предусматривается обводная линия с контролем протечек.
Узел отбора газа на собственные нужды
Отбор газа на собственные нужды производится от выходного газопровода ГРС давлением Р=0,6 МПа. Редуцирование до заданного значения и учет газа осуществляется в ШРП-1500-0,6-0.002/0,005, пропускная способность Q= 1500 м3/ч, масса 2000 кг.
Подготовленный газ используется в качестве топлива для газовых котлов и аварийной газопоршневой электростанции.
Помещение операторной
Помещение операторной располагается в существующем здании ГРС. В данном помещении располагается место оператора, оборудование КИПиА, шкафы САУ ГРС, пожарной сигнализации и оповещения о пожаре, системы охранной сигнализации, системы связи, системы аварийной сигнализации, ВРУ с АВР для системы пожарной сигнализации.
Описание технологической схемы ГРС
Основной технологический процесс транспортирования газа через ГРС организован по следующей схеме:
Газ из газопровода-отвода DN200 поступает на вход ГРС в узел переключений. На входном и выходных газопроводах узла переключений устанавливаются пневмоприводные шаровые краны. Импульсный газ для управления кранами узла переключений отбирается с высокой стороны до выходного крана и после узла очистки. Аварийный сброса газа с ГРС на свечу осуществляется через управляемый пневмоприводные краны, установленный после входного крана и перед выходным краном. Для сброса давления и продувки выходных трубопроводов низкого давления установлены предохранительные сбросные клапаны и предусмотрены сбросные свечи, которые выносятся на расстояние 10 м от ограждения. Для проверки работоспособности и регулировки клапанов без снятия между предохранительными клапанами и трехходовым краном предусматривается установка штуцеров с шаровыми кранами для подключения оборудования поднятия давления инертным газом. Предохранительные клапаны оснащены устройством для ручного открытия и продувки. Для непродолжительного снабжения потребителей газом минуя ГРС, узел переключений оснащается байпасной линией, соединяющей входной и выходной газопроводы. Линия оснащена шаровым краном с ручным приводом и задвижкой с ручным приводом для настройки выходного давления. После узла переключений газ поступает в узел очистки, организованный на основе двух фильтров-сепараторов типа ФС. Контроль за состоянием фильтрующих элементов осуществляется по перепаду давления между входом и выходом фильтра-сепаратора. Фильтр оснащен отключающими кранами на входе и выходе и обводной линией. Конденсат из фильтра автоматически сбрасывается в надземную емкость сбора конденсата. Слив жидкости из наружной емкости сбора конденсата, установленной на площадке обслуживания, выполняется самотёком. В емкости сбора конденсата предусмотрен контроль верхнего уровня. После узла очистки газ подается в узел предотвращения гидратообразования. Температура газа на выходе из ГРС должна быть от 0 до плюс 10 °С. Узел подогрева газа включает теплообменник с отключающими кранами по входу и выходу и обводную линию. В случае, ко-гда нет необходимости нагрева газа или в аварийных ситуациях на теплообменнике, газ временно пропускают по обводной линии.
После узла предотвращения гидратообразования газ поступает в узел измерения расхода и количества природного газа. Узел измерения организован на базе ультразвукового счетчика MPU1200 с корректором Суперфлоу-21В. Резервирование линии измерений основного расхода не предусмотрено. На измерительном трубопроводе предусматривается установка запорной арматуры для счетчика и продувка измерительного трубопровода. В случае, когда производятся ремонтные работы или в аварийных ситуациях, газ временно пропускают по обводной линии.
После узла учета газ поступает в узел редуцирования, предназначенный для снижения высокого входного давления до заданного и поддержания его с необходимой точностью. Узел редуцирования выполнен в виде двух линий редуцирования (рабочая и резервная).
Линии редуцирования выполняются по следующей схеме: кран с пневмоприводом, два последовательно установленных регулятора фирмы «Tartarini», кран с ручным приводом. Переключение линий редуцирования - автоматическое. Предусмотрен сброс газа на свечи до и после регуляторов давления. После узла редуцирования газ поступает в узел переключения, где через выходной кран подается в выходной газопровод к потребителю.
Газ на собственные нужды отбирается от выходного газопровода с Рраб.=0,6 МПа в узле переключений. Узел подготовки газа на собственные нужды выполнен в узле предотвращения гидратообразования, где газ учитывается, подается на горелки котлов подготовки теплоносителя. В отсеке подготовки теплоносителя газ дополнительно редуцируется и поступает на котельную здания ГРС и аварийную гаозпоршневую электростанцию.
Для проведения ремонтных работ на технологических трубопроводах предусматривается возможность продувки азотом из азотных установок.
Здание ГРС имеет автономную систему отопления. Для проведения ремонтных работ на технологических трубопроводах предусматривается возможность продувки азотом из азотных установок.
Территория ГРС и здание ГРС
Площадь участка, отведенного под ГРС, составляет 0,262 га. На территории ГРС проектом предусматривается строительство отапливаемого здания ГРС, площадью 121,65 м2. За пределами здания ГРС будет располагаться блок очистки газа. Здание ГРС включает в себя газорегуляторный пункт с замерным узлом, помещение телемеханики, помещение тепловых агрегатов (котельная) и комнату оператора.
Пол в здании ГРС выполняется из несгораемых и не дающих искру материалов для того, чтобы не возникали искры при падении металлических предметов, от металлических подковок на обуви и т.д. Двери в здании ГРС должны открываться наружу.
Помещение ГРС должно освещаться естественным и искусственным светом. Проводку электрического освещения выполняют во взрывоопасном исполнении. Вентиляция в помещении должна быть естественной и обеспечивать трехкратный воздухообмен за один час. Приток свежего воздуха осуществляется через жалюзийную решетку, а вытяжка - через регулируемый дефлектор в перекрытии помещения.
Для отопления здания ГРС применяются котлы настенные. Эти котлы, благодаря встроенной системе управления и контроля отличаются повышенной эффективностью, а также удобством в использовании и обслуживании.
Система автоматизации управления ГРС
САУ ГРС в автоматическом режиме управляет работой станции и выполняет следующие основные функции:
а) по блоку переключения:
- управление автоматическое по алгоритмам и дистанционное из ЛПУМГ по каналам телемеханики входными и выходными кранами, а так же кранами аварийного сброса давления;
- измерение давления и температуры на входе ГРС и после выходного крана ГРС;
- сигнализацию в пункт контроля об изменениях и нарушениях режимов работы (повышение и понижение давления на выходе ГРС, понижение давления на входе АГРС, дублированная аварийная сигнализация давления с выходом на УДКС-4516, о положении входных, выходных, и кранов аварийного сброса давления;
- автоматический останов ГРС при возникновении аварийных ситуаций.
б) по узлу очистки газа:
- сигнализация о необходимости сброса конденсата из промежуточной емкости в емкость сбора конденсата;
- измерение перепада давления на фильтрах очистки газа, уровня жидкости в емкости сбора конденсата и промежуточной емкости сбора конденсата;
- сигнализацию в пункт контроля об изменениях перепада давления на фильтрах и уровне конденсата в емкости.
в) по узлу коммерческих измерений газа:
- сбор и передача данных от вычислителя Суперфлоу-21В по количеству газа на пульт оператора ГРС и ЛПУМГ;
г) по узлу подогрева:
- измерение температуры газа после теплообменников;
- сигнализацию в пункт контроля по каналам телемеханики об аварии узла подогрева газа (прорыв газа в теплообменник).
д) по узлу редуцирования газа:
- управление автоматическое и (или) дистанционное из пункта контроля по каналам телемеханики входными кранами линий редуцирования каждого узла редуцирования;
- измерение давления после редуцирования;
- сигнализацию об изменениях и нарушениях режимов работы (о повышении и понижении давления на выходе).
е) по системе подготовки теплоносителя:
- управление электромагнитным клапаном на трубопроводе подачи газа к отопительным агрегатам (отсечка газа по сигналам «Загазованность», «Пожар» и при исчезновении электропитания ~ 220 В;
- сигнализацию на пульт оператора ГРС и ЛПУМГ по каналам телемеханики об аварии
системы подготовки теплоносителя;
- измерение температуры теплоносителя в подающем трубопроводе отопительных агрегатов;
- измерение потребленного газа на собственные нужды для отопления здания ГРС и подогрева газа.
ж) по контролю загазованности помещений:
- контроль и световая сигнализация загазованности помещений ГРС;
- ручное/автоматическое включение вытяжной вентиляции;
- закрытие электромагнитного клапана на трубопроводе подачи газа к отопительным агрегатам при загазованности в котельной;
- сигнализация в пункт контроля по каналам телемеханики и оператору о загазованности помещений, о неисправности прибора контроля и сигнализации загазованности.
з) по системе питания средств автоматизации:
- автоматический ввод в работу резервного питания при исчезновении напряжения основного источника питания.
Электропитание САУ ГРС выполнено от сети 220 В, 50 Гц и резервного источника питания, обеспечивающего непрерывную работу САУ, с сохранением всех ее функций в течении не менее 72 часов.
и) по пожарной сигнализации:
- передача сигналов о пожаре в помещениях, неисправности прибора пожарной сигнализации на пульт оператора ГРС и ЛПУМГ;
- закрытие электромагнитного клапана на трубопроводе подачи газа к отопительным агрегатам при пожаре в отсеке подготовки теплоносителя;
-автоматическое закрытие входного и выходного крана, и открытие свечного крана при сигнале «Пожар» от извещателей включенных в шлейф установленных в помещениях категории В-1а.
к) по охранной сигнализации:
-передача сигналов о проникновении в помещения здания ГРС и блок переключений. САУ АГРС обеспечивает отображение текущих параметров, предварительную и аварийную сигнализацию всех величин, поступающих в САУ, а именно:
- сигнализация положения кранов ГРС;
- сигнализация пожарная на ГРС;
- сигнализация отклонения давления газа на входе и выходе ГРС;
- сигнализация отказов ниток редуцирования;
- высокий перепад давления на фильтре очистки газа;
- контроль и сигнализация ДВК загазованности в помещениях ГРС по СН4;
- контроль и сигнализация ПДК загазованности в отсеке котельной по СО;
- сигнализация превышения верхнего уровня в емкости сбора конденсата;
- сигнализация аварии подогревателя;
- сигнализация отсечения газа на отопительный агрегат;
- сигнализация отказа прибора контроля загазованности по СН4;
- сигнализация проникновения в помещения ГРС.
САУ ГРС обеспечивает передачу данных в систему диспетчерского управления Московского ЛПУМГ по каналу технологической связи системы телемеханики.
Технологические решения реконструкции ГРС Московской области
Обоснование необходимости реконструкции ГРС
В настоящее время оборудование ГРС Московской области индивидуального типа требует проведения реконструкции с целью увеличения производительности, восстановления работоспособности и надежности работы ГРС. Предусматривается полная замена существующего оборудования на узлы заводского изготовления.
ГРС выполнена в узловом исполнении, что несколько уменьшает расход трудовых и материальных ресурсов, сокращает сроки реконструкции по сравнению с традиционными ГРС индивидуального исполнения. Все оборудование, рекомендуемое к применению, имеет Сертификаты соответствия государственным стандартам России, а также Разрешения на применение оборудования на опасном производственном объекте.
Согласно Федеральному закону от 30.12.09 г. № 384-ФЗ (статья 4) все оборудование ГРС относится к повышенному уровню ответственности.
Определение фактического технического состояния ГРС базируется на решении комплекса взаимосвязанных задач, которые заключаются в следующем:
1) аналитическая обработка сводных данных по фактическим режимам работы ГРС, поступающих в Систему Сбора Данных;
2) комплексное диагностическое обследование трубопроводов и обвязок технологического оборудования ГРС, проводимое согласно требованиям СТО ОАО «Газпром» РД 1.10-098-2004 «Методика проведения технического диагностирования трубопроводов и обвязок технологического оборудования ГРС МГ»;
3) обобщение полученных результатов с целью оптимизации выбора стратегии текущих и реконструкции ГРС.
В соответствии с требованиями «Положения по технической эксплуатации газораспределительных станций магистральных газопроводов» ВРД 39-1.10-069-2002 ГРС, находящиеся в эксплуатации более 20 лет, подлежат диагностическому обследованию с целью определения фактического технического состояния, установления безопасного срока службы и принятия решений по их дальнейшей эксплуатации.
С учетом результатов диагностических обследований газотранспортными предприятиями формируются планы капитального ремонта и реконструкции. В процессе проведения реконструкции проводят замену как отдельных видов технологического оборудования, так и блоков и узлов ГРС. Также, в исключительных случаях, станции, выработавшие свой ресурс, подлежат полной замене идентичными блоками и узлами.
Строительные работы
Проектной документацией предусматривается разработка: фундаментов под технологические блоки, фундаментов под технологическое оборудование, опор под трубопроводы, разработка молниеотводов и ремонт существующего здания ГРС.
Перечень строительных работ:
-Ремонт фундаментов под оборудование ГРС и опор технологических трубопроводов ГРС с демонтажем существующих. Предусмотреть установку регулируемых опор.(Фундаменты проектируются монолитными железобетонными, армируются сетками по ГОСТ 23279-85. Фундамент под емкость сбора конденсата выполняется из отдельных монолитных железобетонных блоков с ложементами. Фундамент армирован сетками по ГОСТ 23279-85. Опоры представляют собой стойку, заделанную в фундамент из бетона класса В15.)
-Предусмотреть ремонт зданий ГРС (ремонт кровли, устройство козырьков над входом в помещения, внешняя отделка стен, внутренняя отделка.) помещений, ремонт системы отопления)
-Разработка молниеотводов (Стержневые молниеотводы применены производства “Амира” и устанавливаются на монолитные железобетонные фундаменты из бетона класса В15.)
-Устройство туалета
-Предусмотреть снабжение ГРС технической водой
-Благоустройство территории ГРС с ремонтом дорожек и площадок обслуживания ГРС и ТПА
Замена и ремонт оборудования
Реконструкция проводится в зависимости от технического состояния ГРС и связан с заменой основных узлов и деталей, в том числе и оборудования. В случае комплексной замены блоков и узлов ГРС или полной замены на другую ГРС аналогичной производительности, данные работы следует относить к капитальному ремонту.
Перед проведением ремонтных работ для продувки коммуникаций ГРС инертным газом(азотом) для вытеснения природного газа из отсекаемого арматурой оборудования и трубопроводов заводом-изготовителем АГРС предусмотрена система продувки.
При продувке азотом подключение передвижной азотной установки производится через штуцеры с кранами размещенными на трубопроводах.
1. Узел переключений
Предусмотреть:
- Замену существующих пробковых кранов на входном и выходном газопроводах с установкой шаровых кранов надземного исполнения с дистанционно управляемым приводом;
- Ремонт байпасной линии с установкой шарового крана задвижки с ручным приводом;
- Ремонт предохранительных клапанов с установкой клапанов типа СППК. Предусмотреть врезку штуцеров отбора давления с установкой КШ-10 для настройки клапанов;
- Ремонт свечных коллекторов с разделением по различным давлениям;
- Ремонт свечей для стравливания газа с установкой по ходу газа после входного крана;
- Ремонт изолирующих фланцев на входном и выходном газопроводах;
Таблица 4.3.1-Новое технологическое оборудование
|
№ |
Наименование, производитель (поставщик) |
Назначение |
|
|
1 |
Кран шаровой DN200 PN8 МПа с пневмогидроприводом |
Кран входной |
|
|
2 |
Кран шаровой DN300 PN8 МПа с пневмогидроприводом |
Кран выходной |
|
|
3 |
Кран шаровой DN50 PN8 МПа с пневмогидроприводом |
Кран сброса газа на свечу по входу |
|
|
4 |
Кран шаровой DN80 PN8 МПа с пневмогидроприводом |
Кран сброса газа на свечу по выходу |
|
|
5 |
Кран шаровой DN150 PN8 МПа с ручным приводом |
Кран входной на байпасе |
|
|
6 |
Кран шаровой трехходовой 11с28п, DN15, РN 20 МПа |
Подключение датчика давления и манометра |
|
|
7 |
Кран шаровой DN25 РN 16 МПа |
Продувка азотом |
|
|
8 |
Кран шаровой DN50 PN6,3 МПа с ручным приводом |
На трубопроводе газа на собственные нужды |
|
|
9 |
Клапан регулирующий РУСТ 510-3 У DN150 PN 6,3 МПа с ручным приводом |
Регулирование давления газа на байпасе |
|
|
10 |
Клапан стальной проходной игольчатый Dу6 Ру16МПа |
Настройка предохранительных клапанов |
|
|
11 |
Переключающее устройство тип 320.1V DN100 ANSI 600 RF |
Переключение предохранительных клапанов |
|
|
12 |
Клапан предохранительный СППК4Р 50-16 пружинный, с приспособлением для принудительного открытия |
Сброс давления газа, превышающего рабочее на 12% на выходе станции |
2. Узел очистки газа
Предусмотреть:
- Ремонт узла очистки газа с установкой аппаратов очистки газа;
- Замена емкости сбора конденсата с установкой емкости высокого давления объемом 1,5 куб. м, Рраб.=5,4 МПа с площадкой обслуживания;
-Замену пробковых кранов на шаровые;
- Замену фильтра-сепаратора на тип ФС DN200 PN8.;-2 шт.
- Установку автоматического слива конденсата УСК 1-200.;
- Обвязку фильтров-сепараторов - 4 крана DN200 PN8;
-Установку датчика перепада давления;
Таблица 4.3.2-Новое технологическое оборудование
|
№ |
Наименование |
Назначение |
|
|
1 |
Кран шаровой DN200 PN8 МПа МПа с ручным приводом |
Кран входной перед сепаратором - рабочая нитка |
|
|
2 |
Кран выходной после сепаратора -рабочая нитка |
||
|
3 |
Кран входной перед сепаратором - резервная нитка |
||
|
4 |
Кран выходной после сепаратора - резервная нитка |
||
|
5 |
Кран шаровой DN50 PN8 МПа с ручным приводом |
Слив конденсата |
|
|
6 |
Кран шаровой DN50 PN6,3 МПа с пневмогидроприводом |
Слив конденсата из рабочего фильтра очистки |
|
|
7 |
Слив конденсата из резервного фильтра очистки |
||
|
8 |
Кран шаровой трехходовой 11с28п, DN15, Ру 200 |
Подключение манометра |
|
|
9 |
Фильтр-сепаратор DN50, PN10,0 МПа ФС50-100 М000-02 |
Очистка газа - рабочая нитка |
|
|
10 |
Клапанный блок 0104 МW 32 D 11 VC D9 2 L4 SR |
Подключение датчика перепада |
|
|
11 |
Датчик переп... |
Подобные документы
Основные этапы проектирования газопровода Уренгой-Н. Вартовск: выбор трассы магистрального газопровода; определение необходимого количества газоперекачивающих агрегатов, аппаратов воздушного охлаждения и пылеуловителей. Расчет режимов работы газопровода.
курсовая работа [85,1 K], добавлен 20.05.2013Расчет производительности магистрального газопровода в июле. Определение физических свойств на входе нагнетателя. Оценка соответствия установленного оборудования условиям работы магистрального газопровода. Оценка мощности газоперекачивающего агрегата.
курсовая работа [807,7 K], добавлен 16.09.2017Общая характеристика газовой промышленности РФ. Анализ трассы участка, сооружаемого газопровода, состав технологического потока. Механический расчет магистрального газопровода, определение количества газа. Организация работ, защита окружающей среды.
дипломная работа [109,9 K], добавлен 02.09.2010Характеристика трассы газопровода - п. Урдом Архангельской области. Описание проектируемой системы газоснабжения района. Гидравлический расчет газопровода. Автоматизация шкафного регуляторного пункта. Монтаж газопровода, его испытание после прокладки.
дипломная работа [893,3 K], добавлен 10.04.2017Выбор рабочего давления и определение диаметра газопровода. Расчет свойств перекачиваемого газа. Определение расстояния между компрессорными станциями и их оптимального числа. Уточненный тепловой, гидравлический расчет участка газопровода между станциями.
контрольная работа [88,8 K], добавлен 12.12.2012Определение оптимальных параметров магистрального газопровода: выбор типа газоперекачивающих агрегатов, нагнетателей; расчет количества компрессорных станций, их расстановка по трассе, режим работы; гидравлический и тепловой расчет линейных участков.
курсовая работа [398,9 K], добавлен 27.06.2013Обоснование целесообразности проведения расчета максимально возможной производительности магистрального газопровода. Проверка прочности, гидравлический расчет трубопровода, определение числа насосных станций. Расчет перехода насоса с воды на нефть.
дипломная работа [2,2 M], добавлен 13.02.2021Определение выталкивающей силы воды на единицу длины газопровода. Расчет коэффициента надежности устойчивого положения для различных участков газопровода. Нагрузка от упругого отпора газопровода при свободном изгибе газопровода в вертикальной плоскости.
контрольная работа [36,3 K], добавлен 01.02.2015Выбор рабочего давления газопровода и расчет свойств перекачиваемого газа. Уточненный тепловой и гидравлический расчеты участка газопровода между двумя компрессорными станциями. Установка газотурбинных агрегатов, оборудованных центробежными нагнетателями.
дипломная работа [766,5 K], добавлен 10.06.2015Систематизация причин образования твердых и жидких накоплений в полости действующего газопровода. Способы очистки полости действующего газопровода. Устройства для отвода жидкости из полости газопровода. Устройства стационарные и периодического действия.
лекция [1,1 M], добавлен 15.04.2014Построение графика потребления газа и определение его расчетных часовых расходов. Выбор общей схемы подачи газа заданным потребителям и составление расчетной схемы. Гидравлический расчет газопровода среднего давления, подбор фильтров и регуляторов.
курсовая работа [267,2 K], добавлен 13.07.2013Теоретическое применение законов гидроаэромеханики для оценки параметров сети. Проектирование схемы газопровода и построение характеристики трубопровода. Модель расчета и описание характеристик движения газа. Порядок выполнения расчётов и их анализ.
курсовая работа [121,7 K], добавлен 20.11.2010Построение годового графика потребления газа и определение его расчетных часовых расходов. Характеристика выбора общей схемы подачи газа заданным потребителям. Гидравлический расчет межцехового газопровода среднего и низкого давления с подбором фильтров.
курсовая работа [471,8 K], добавлен 12.04.2012Исследование главных вопросов комплексной механизации строительства участка газопровода. Выбор и обоснование используемых строительных, транспортных машин и оборудования, расчет их производительности. Разработка технологических схем проведения работ.
курсовая работа [1,1 M], добавлен 29.07.2013Географическое положение, климатическая характеристика трассы газопровода Владивосток-Далянь. Расчет толщины стенки трубопровода, проверка ее на прочность, герметичность и деформацию. Проведение земляных и сварочно-монтажных работ в обычных условиях.
курсовая работа [1,3 M], добавлен 16.03.2015Состав и назначение объектов магистрального газопровода, устройство подводного перехода. Классификация дефектов и ремонта линейной части газопроводов. Виды работ при ремонте газопровода с заменой труб. Определение объема земляных работ и подбор техники.
курсовая работа [218,1 K], добавлен 11.03.2015Технико-экономическое обоснование и выбор типа установки электрохимической защиты газопровода. Расчет установки электрохимической защиты, эксплуатация протекторной станции. Техника безопасности и мероприятия по охране окружающей среды при эксплуатации.
курсовая работа [750,2 K], добавлен 07.03.2012Годовое потребление газа на различные нужды. Расчетные перепады давления для всей сети низкого давления, для распределительных сетей, абонентских ответвлений и внутридомовых газопроводов. Гидравлический расчет сетей высокого давления, параметры потерь.
курсовая работа [226,8 K], добавлен 15.12.2010Проектирование новой газовой котельной и наружного газопровода до инкубатория. Определение плотности и теплоты сгорания природного газа. Выбор основного и вспомогательного оборудования. Автоматизация котлов. Расчет потребности котельной в тепле и топливе.
дипломная работа [4,4 M], добавлен 10.04.2017Выбор трассы магистрального газопровода. Определение количества газоперекачивающихся агрегатов и компрессорных станций и их расстановка по трассе. Расчет давления на входе в компрессорную станцию. Затраты на электроэнергию и топливный газ, расчет прибыли.
курсовая работа [1,1 M], добавлен 17.01.2012
