Размещено на http://www.allbest.ru/

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Кафедра: «Проектирование и эксплуатация нефтегазопроводов и хранилищ»

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

К ДИПЛОМНОМУ ПРОЕКТУ НА ТЕМУ:

Проект КС производительностью 200 млн. м³/сут.

Дипломник А. Ф. Трынов /

Руководитель Л. М. Маркова /

Консультанты Н. С. Кулакова / Г. В. Старикова /

Проект допущен к защите в ГЭК

Зав. кафедрой

д. т. н., профессорЮ. Д. Земенков

Тюмень 2005

Аннотация

В данной работе выполнен проект компрессорной станции производительностью 200 млн. м³/сут.

В ходе проведенной работы был произведен выбор агрегатов, основного оборудования компрессорной станции. Рассчитан режим работы КС, а так же глубина охлаждения газа и внутриплощадочные коммуникации. Разработана технологическая схема и генплан компрессорной станции.

Рассмотрен вопрос об изменении режима работы КС в течение года.

В экономической части дипломного проекта показана экономическая эффективность работы оборудования, произведен расчет технико-экономических показателей.

В разделе «Безопасность жизнедеятельности» освещены вопросы охраны труда и экологичности проекта.

компрессорный станция трубопровод коррозия

Содержание

• Введение
• 1. Технико-экономическое обоснование выбора силового оборудования
• 2. Технологическая часть
• 2.1 Описание технологической схемы
• 2.2 Генплан компрессорной станции
• 2.3 Компоновка компрессорной станции
• 2.4 КИПиА
• 2.5 Электроснабжение
• 2.5.1 Схема внутриплощадочного электроснабжения КС
• 2.5.2 Аварийное электроснабжение
• 2.6 Молниезащита и заземление
• 2.7 Противопожарные мероприятия
• 3. Расчетная часть
• 3.1 Расчет режима работы КС
• 3.2 Подбор и расчет основного оборудования КС
• 3.2.1 Разработка установки очистки газа
• 3.2.2 Разработка установки охлаждения газа
• 3.3 Технологический расчет внутриплощадочных коммуникаций
• 3.3.1 Расчет толщины стенки трубопроводов внутриплощадочных
• 3.3.2 Расчет диаметров и толщины стенок трубопроводов
• 3.3.3 Определение гидравлических потерь во внутриплощадочных коммуникациях
• 3.4 Изменение режима работы КС в течение года
• 4. Противокоррозионная защита трубопроводов на компрессорной станции
• 4.1 Коррозия. Классификация процессов коррозии
• 4.2 Определение опасности коррозии блуждающими токами при помощи электрических измерений
• 4.2.1 Определение наличия блуждающих токов в земле
• 4.2.2 Измерение разности потенциалов между трубопроводом и землей
• 4.3 Защита от блуждающих токов
• 4.3.1 Основные мероприятия по защите от блуждающих токов
• 4.3.2 Катодная защита
• 4.3.3 Протекторная защита
• 4.3.4 Электрическое секционирование трубопроводов
• 4.4 Расчет катодной защиты
• 5. Экономическая часть
• 6. Безопасность и экологичность проекта
• 6.1 Основные вредные вещества, применяемые на производстве
• 6.1.1 Мероприятия по выполнению санитарных и противопожарных требований
• 6.1.2 Служебно-вспомогательное помещение
• 6.1.3 Отопление
• 6.1.4 Электрическое освещение
• 6.1.5 Мероприятия по защите от статического электричества и молниеза-щита
• 6.1.6 Размещение оборудования, основных и вспомогательных объектов
• 6.1.7 Компоновка компрессорного цеха
• 6.1.8 Мероприятия по снижению уровня шума на КС
• 6.1.9 Средства и оборудование пожаротушения
• 6.1.10 Средства индивидуальной защиты работающих
• 6.2 Чрезвычайные ситуации
• 6.2.1 Определение вероятных параметров ударной волны при взрыве газовоздушной смеси
• 6.2.2 Определение глубины распространения сильнодействующих ядовитых веществ (СДЯВ) при разливе их с поражающей концентрацией
• 6.3 Оценка экологичности проекта
• Заключение
• Список использованных источников

Перечень условных обозначений и принятых покращений

, - внутренний диаметр трубы, м;

, - площадь поперечного сечения, м²;

- ускорение свободного падения, м/с²;

- массовый расход, кг/с;

- высота, м; - кавитационный запас, м;

- напор, м;

- показатель адиабаты; высота шероховатости;

- коэффициент теплопередачи, Вт/(м²·К);

, - длина трубопровода, м;

- показатель политропы;

- давление, МПа;

- потери давления; амплитуда колебаний давления, МПа;

- объемный расход, м³/с; тепловой поток, Вт;

- газовая постоянная, Дж/(кг·К); термическое сопротивление, м²·К/Вт;

- число Рейнольдса;

- температура, °С;

- температура, К;

- коэффициент сжимаемости газа;

- степень повышения давления;

- коэффициент местного гидравлического сопротивления;

- коэффициент полезного действия;

- коэффициент динамической вязкости, Па·с (Н·с/м²);

- коэффициент кинематической вязкости, м²/с;

- плотность, кг/м³;

- коэффициент поверхностного натяжения на границе фаз, Н/м; напряжение, МПа;

- время, с;

вс - всасывание;

г - газ;

ж - жидкость;

кр - критический;

нг - нагнетание;

пр - приведенный;

раб - рабочий;

тр - трение;

э - эквивалентный.

Введение

Одной из составляющих энергетики развитых стран, в том числе и России, является газовая промышленность. Базу данной отрасли представляют месторождения природного газа, которые, как правило, удалены от основных потребителей их продукции - энергетических, химических производств, предприятия черной и металлургии и крупных коммунальных хозяйств - на многие сотни километров. Это создает проблему доставки газа от мест его добычи к объектам потребления газового сырья и топлива.

На существующем этапе технического прогресса основным и, по сути, единственным средством доставки газа в больших объемах и на значительные расстояния является трубопроводный транспорт.

Протяженность современных газопроводов достигает нескольких тысяч километров, а всей газотранспортной системы страны [ГТС] - порядка 150 тыс. км.

О значимости объектов транспорта газа в энергообеспечении ведущих секторов экономики говорит распределение капиталовложений и структура стоимости основных фондов в данной отрасли.

По капиталовложениям ГТС в период ее развития и становления относилась к одному из основных направлений в деятельности газового ведомства. На долю систем транспорта приходилось более 50 % от всех вложений в объекты газового профиля. В настоящее время, когда формирование ГТС для современных потребностей практически завершилось, стоимость основных фондов газотранспортной системы составляет определяющую часть фондов газовой промышленности.

Надлежащее функционирование ГТС поддерживается за счет использования в ее составе компрессорных станций магистральных газопроводов (КС).

Роль КС в системах транспорта велика не только по функциональному назначению станций, но и в экономическом плане. На КС приходится порядка 20 % всех капиталовложений и 60 % эксплуатационных расходов ГТС.

Столь существенное место КС в доставке газа его потребителям свидетельствует о том, что надежная и экономичное энергообеспечение страны во многом зависит от надежности и экономичности КС. Поэтому в проектировании и эксплуатации станций предъявляются самые высокие требования. Особенно в части использования новейших достижений в различных областях науки и тоники, определяющих уровень конструкторских разработок оборудования, а также качества проектных и технических решений.

К числу технических новинок внедряемых на КС газопроводов в последние годы относятся:

– использование газоперекачивающего оборудования с повышенной единичной мощностью (до 25 МВт ) и повышенным КПД ( до 34 % );

– внедрение энергосберегающих технологий, в частности средств утилизации тепла отходящих газов для перекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом;

– максимальное применение малогабаритных с относительно низкой металлоемкостью конвертированных турбореактивных авиадвигателей, отработавших свой нормативный ресурс в воздухе;

– внедрение блочно-комплектного строительства КС для снижения сроков сооружения КС и затрат на возведение станций.

В последнее время большое внимание при проектировании КС уделяется разработке мероприятий по охране труда и окружающей среды.

1. Технико-экономическое обоснование выбора силового оборудования

К силовому оборудованию КС относятся компрессорные машины и приводящие их двигатели. Для транспорта газа применяются в основном центробежные нагнетатели и поршневые компрессоры - газомотокомпрессоры. Каждый тип компрессорных машин имеет свою область рационального применения. Газомотокомпрессоры экономичнее нагнетателей при производительности КС менее 10 млн. м³/сут, нагнетатели - при производительности КС более 15 млн. м³/сут. В интервале производительностей 10-15 млн. м³/сут экономические показатели транспорта газа ГМК и нагнетателя примерно одинаковы. В соответствии с вышеизложенным, для проектируемой компрессорной наиболее экономичный тип компрессорной машины - центробежный нагнетатель.

В качестве привода компрессорных машин на КС применяются электродвигатели или газотурбинные установки.

Электродвигатели в качестве привода выгоднее ГТУ при удаленности КС от надежных источников электроэнергии не более чем на 50-100 км и при наличии двух таких источников. Газотурбинные установки предпочтительнее электропривода при расстоянии между КС и ближайшими источниками электроэнергии 300 км и более.

В качестве привода выбираем газотурбинные установки.

Для выявления наиболее экономичного варианта КС определим наиболее экономичный типоразмер ГПА, укомплектованный выбранным типом компрессорной машины и привода.

Для этого рассмотрим несколько агрегатов, основные характеристики которых приведены в табл. 1.1.

Таблица 1.1 Характеристики некоторых ГПА

Тип ГПА	Тип ЦБН	Подача млн м3/сут	, МПа	Мощность
ГТК-16	Н-16-76	51.0	7.5	16
ГТН-25	650-22-2	47	7.5	24
ГТК-10-4	370-18-1	37	7.5	10

Оценим конкурирующие варианты с помощью комплекса , представляющего собой произведение двух величин - и :

,(1.1)

где-«совокупные» затраты на транспорт газа рассматриваемой КС при том или ином варианте ее реализации, тыс. руб/год;

-степень сжатия КС при соответствующем варианте ее оснащения.

Наиболее выгодному варианту КС отвечает наименьшее значение комплекса .

Затраты включают в себя расходы на рабочие и резервные агрегаты. Совокупные затраты на одну КС:

,(1.2)

где-эксплуатационные расходы на станции, тыс. руб/год;

-капиталовложения в КС, тыс. руб;

-коэффициент, обратный сроку окупаемости капиталовложений.

Для газовой промышленности, в частности для объектов магистрального транспорта год^-1.

,(1.3)

,(1.4)

где и -число рабочих и резервных агрегатов на станции;

, , , , - коэффициенты, отражающие затраты на ГПА, другие объекты и системы КС.

Рассмотрим ГТК-10-4.Учитывая производительность КС и производительность ГПА берем шесть машин рабочих и две резервные.

;

;

;

; при двухступенчатом сжатии .

Остальные результаты расчетов приведены в табл. 1.2.

Таблица 1.2 Результаты расчетов

Тип ГПА	Кол.
ГТН-16		5843	24872	9574	26594
ГТН-25		10072	36591	15560	28009

При сравнении полученных результатов можно сделать вывод, что наиболее оптимальным вариантом компоновки КС является вариант с агрегатами ГТК-10-4 .

2. Технологическая часть

2.1 Описание технологической схемы

Технологическая схема КС представляет собой схему взаимного соединения основных объектов станции технологическими трубопроводами, которые объединяют сооружения КС в одно целое и придают им определенные функциональные возможности.

К основным технологическим объектам КС относятся: компрессорный цех, установка очистки газа, установка охлаждения газа, узел подключения станции к газопроводу.

Конкретный вид технологической схемы зависит от ряда факторов, в том числе от перечня и содержания возлагаемых на КС функций (помимо комп-римирования газа) и от используемого на станции оборудования - в первую очередь от типа газоперекачивающих агрегатов и входящих в их состав компрессорных машин.

На проектируемой КС используются полнонапорные нагнетатели с газотурбинной установкой.

Функционирование КС осуществляется следующим образом.

КС подключается к магистральному газопроводу посредством узла подключения. В него входят краны № 19, 20, 21, а также камеры приема и пуска скребка К. Краны № 19, 21 - охранные, находятся в нескольких сотнях метрах от территории КС. При нормальном режиме работы КС эти краны открыты. При серьезных авариях либо на компрессорной станции, либо на магистрали, их закрывают, № 20 - при работающей станции всегда закрыт. Им отделяются всасывающая и нагнетательная части КС.

При неработающей станции кран № 20 открывают, газ проходит минуя станцию.

Краны К - служат соответственно, для приема из предшествующего участка трубопровода и запуска в последующий участок очистных устройств (ершей, разделителей и др.), с помощью которых производится очистка внутренней полости магистрали от скопления влаги, конденсата, механических частиц, кристалогидратов и т. д.

Газ из магистрали поступает на КС через кран № 7 и движется на узел очистки газа, который представляет собой несколько параллельно соединенных пылеуловителей П. На узле очистки газ очищается от механических примесей и направляется в компрессорный цех. Причем подача газа на КЦ может производится отдельными потоками для каждой группы ГПА либо одним потоком, что в основном практикуется при коллекторной об вязке нагнетателей в компрессорном цехе.

Часть газа с выходом из узла очистки отбирается на установку подготовки газа, где производится осушка, очистка и подогрев газа, а также редуцирование его до требуемых давлений. Подготовленный газ с УПГ подается в коллектор импульсного газа ГИ, в коллектор пускового газа ГП, и в коллектор топливного газа ГТ. Последние 2 коллектора подводятся к каждому ГПА со стороны ГТУ. От коллектора импульсного газа газ подводится ко всем кранам с пневмоприводом. С УПГ отводится также газ собственных нужд (ГСН), который используется для теплофикации, в жилые поселки, на близлежащие предприятия.

В компрессорном цехе происходит компримирование газа до требуемого давления, после чего газ возвращается в магистраль через узел охлаждения газа состоящий из нескольких параллельно соединенных аппаратов воздушного охлаждения (АВО) и кран № 8.

№ 7 и № 8 при работающей КС открыты, при остановке станции их закрывают. В итоге с одной стороны данных кранов на них действует давление магистрали, с другой стороны атмосферное давление, это приводит к прижатию запорного устройства данных кранов к их седлам со значительным усилием в несколько тонн. Открыть краны в таком состоянии весьма затруднительно. Для обеспечения данным кранам облегчения открытия они оснащаются обводным трубопроводом значительно меньшего диаметра чем линии с кранами № 7 и № 8. Ha обводных линиях устанавливают кран соответственно малого сечения и дроссель.

Перед открытием крана № 7 и № 8 открывают краны на обводной линии. Открытие этих кранов не вызывает затруднений в виду малого проходного сечения и незначительного значения силы прижатия кранов к седлам. Тем не менее при открытии рассматриваемых кранов газ под значительным перепадом давления устремляется в коммуникации КС и вызывает значительный гидроудар. Чтобы это не происходило, на обводной линии после кранов ставят дроссели, они имеют большое местное сопротивление и сглаживают удар потока. В обвязке кранов № 7, № 8 присутствуют и свечные краны № 17, № 18. Эти краны автоматически открываются при остановке КС и через них весь газ, находящийся в коммуникациях и в оборудовании КС, сбрасывается в атмосферу для предотвращения аварийной ситуации путем понижения давления и удаления взрывоопасной среды.

На выходе из КС перед краном № 8 обязательно устанавливается обратный клапан. Он служит для предотвращения обратного тока газа из магистрали на выход нагнетателей при остановке КС. При возникновении такого тока может произойти обратная раскрутка нагнетателей и ГПА в целом и возникнуть повреждения нагнетателей. КС имеет перепускную линию с кранами № 36, № 36р. Данная перепускная линия служит для вывода нагнетателей КС из помпажа и для регулирования режима работы КС методом перепуска.

Согласно приведенной характеристики нагнетателя, чем больше у ГПА производительность, тем выше потребляемая агрегатом мощность. Данное обстоятельство может привести к тому, что при открытии крана № 36 нагнетатель выводится из помпажа, но тут же может возникнуть перегрузка агрегата по мощности. Чтобы этого не происходило, на перепускной линии устанавливается дроссель регулирования Д. Степень прикрытия дросселя устанавливается опытным путем при пусконаладочных работах на КС.

Кран № 36р в отличии от крана № 36 управляется не только автоматически но и в кнопочном режиме со щита управления КС. Этим краном пользуются при перепуске КС.

2.2 Генплан компрессорной станции

Под площадку компрессорной станции подбирается территория, которая не может быть использована для строительства предприятий, а также площадка, где невозможно ведение сельскохозяйственных работ. Площадь, отводимая под компрессорную станцию, определяется в соответствии с нормами отвода земель под строительство и эксплуатацию промышленных предприятий. При этом принимаются во внимание работы по рекультивации земель и обязательно учитываются резервы территории на последующее развитие компрессорной станции.

Генеральный план компрессорной станции производится следующем порядке:

– зонирование территории - вся территория площадки разбивается на зоны. Внутри отдельных зон размещаются технологически взаимосвязанные объекты, имеющие одну степень пожаро- и взрывоопасности;

– максимальное блокирование объектов, т. е. соединение отдельных объектов в общий блок производится с целью уменьшения территории КС и сокращение внутриплощадочных коммуникаций. Объединяются в блоки вспомогательные объекты одного функционального назначения (энергоблок, служебно-эксплутационный блок, ремонтный склад ГСМ). Вспомогательные объекты объединяются в блоки независимо от того, где они размещены, в капитальных зданиях, блок-боксах и т. д.;

– сведение к минимуму санитарных и противопожарных разрывов между отдельными объектами;

– обеспечение проезда ко всем объектам;

– создание резервных зон для перспективного развития отдельных объектов и компрессорной станции в целом.

Горизонтальная планировка состоит в детальном размещении отдельных объектов на территории площадки. Горизонтальная планировка проводится с целью максимального уменьшения территории застройки и обеспечения обслуживающему персоналу безопасных и благоприятных условий труда.

Основные принципы проведения горизонтальной планировки:

– административно-хозяйственные здания размещаются с той стороны площадки, где наиболее развиты дороги;

– объекты с повышенной взрыво-пожароопасностью располагаются к другим объектам с подветренной стороны;

– бытовые объекты размещаются в близи проходных;

– вспомогательные объекты предусматриваются возможно ближе к основным, которые они обслуживают;

– энергетические объекты максимально приближаются к объектам, потребляющих энергию, с целью сокращения протяженности электролиний, тепло- и пожароводов, газопроводов;

– распределительное устройство (трансформаторная подстанция) открытого типа предусматривается на отдельной площадке, вне территории КС;

– объекты и сооружения с большим статическим давлением на грунт размещаются в том месте площадки, где залегают грунты наиболее однородные, с наиболее высокой несущей способностью.

При размещении зданий и сооружений на территории площадки принимается во внимание господствующее направление ветра и стороны света, для обеспечения необходимой естественной освещенности в зданиях и сооружениях, а также надлежащей вентиляцией помещений. Кроме того, объекты размещаются таким образом, чтобы предотвратить снежные заносы на площадке.

При площадке КС более 5 га, на территории КС предусматриваются два выезда, один основной, другой резервный. Сеть дорог на территории площадки должна обеспечивать кратчайшие сообщения между объектами и позволять пожарным машинам беспрепятственно подходить к любому объекту.

Расстояние от бровки дорог до объектов не должно превышать 25 м.

Тупики дорог с петлеобразным объездом, либо перед водоемами устраиваются площадки для разворота машин, площадки не менее 12х12 м. Дороги должны иметь ширину не более 3,5-4,5 м. Предусматривается твердое покрытие дорог с уклоном к бровке 1,5-5%, для естественного отвода подводных вод.

Габаритные размеры зданий и сооружений должны быть минимальными, но достаточные по требованиям технологии. При расположении оборудования в зданиях и укрытиях, в качестве последних предпочтительно используют сборно-комплектные сооружения, где для ограждения используются обличенные конструкции.

Основная цель вертикальной планировки площадки - обеспечение объекту достаточных по несущей способности оснований и обеспечение отводе с поверхности площадки поверхностных вод. Это достигается срезкой грунтов с недостаточной несущей способностью, подсыпкой грунтов, организации рельефа площадки и т. д. При плохом водоотводе, вся территория площадки поднимается отсыпкой грунта на 0,5-0,6 м выше окружающей местности.

Отвод поверхностных вод производится с помощью системы лотков, которым придается угол наклона, обеспечивающий самотечный отвод вод.

2.3 Компоновка компрессорной станции

Для компримирования устанавливаем газоперекачивающие агрегаты ГТК-10-4 с нагнетателем типа 370-18-1 (по результатам ТЭО).

В состав газоперекачивающего аппарата входят:

– турбина высокого давления (ТВД);

– турбина низкого давления (ТНД);

– осевой воздушный компрессор ;

– камера сгорания ;

– пусковая турбина (турбодетандер);

– центробежный нагнетатель.

Газовая турбина - первичный двигатель с вращательным движением рабочего органа (ротора), в котором кинетическая энергия подводимого извне рабочего тела (продуктов сгорания) преобразуется в механическую работу (вращение ротора). Повышение энергии газа достигается за счет его компримирования и сгорания в смеси с воздухом в специальных камерах сгорания. Температура смеси продуктов сгорания газа и во духа перед входом в турбину - до 900 °С.

ГТК-10-4 двухвальная ГТУ: турбина высокого давления и осевой компрессор имеют один общий вал, а роторы турбины низкого давления и центробежного нагнетателя соединены двумя полугибкими линзовыми муфтами.

Запуск ГТУ осуществляется с помощью пусковой турбины, которая приводит во вращение осевой воздушный компрессор и ротор турбины высокого давления. Осевой воздушный компрессор через воздухозаборную камеру засасывает из атмосферы воздух. Воздух направляется в камеру сгорания. В нее же через редуцирующее устройство поступает из магистрального газопровода топливный газ, который в горелке сжигается в смеси с подогретым воздухом. Полученная смесь продуктов сгорания газа и воздуха с температурой 700-900 °С под давлением 0,2-0,3 МПа попадает направляющий аппарат, а затем на лопатки ротора ТВД. Турбина высокого давления предназначена в качестве привода осевого воздушного компрессора.

В осевом воздушном компрессоре забранный из атмосферы воздух комп-римируется до давления 0,3-0,5 МПа. После вывода турбины на рабочий режим (через 15-30 минут) пусковую турбину отключают. Сильно нагретый продукт сгорания газа, пройдя через ТВД, поступает в ТНД и приводит во вращение ее ротор с лопатками. Из ТНД горячие газы проходят через выхлопные трубы и выходят в атмосферу. Ротор ТНД приводит во вращение ротор центробежного нагнетателя для транспортировки газа. Две трети мощности ГТУ расходуется на привод осевого воздушного компрессора, а одна треть - на привод нагнетателя.

Технические характеристики основного технологического оборудования.

Тип ГПА - ГТК-10-4.

Тип ЦБН - 370-18-1.

Завод изготовитель - НЗЛ;

к. п. д. - 29 %.

Удельный расход топливного газа - 0,36 м³/кВт·ч.

Номинальные обороты: ТНД - 4800 об/мин.; ТВД - 5200 об./мин.

Температура газа: перед ТВД - 780 °С; после ТНД - 495 °С.

Сопротивление всасывающего тракта - 0,506 кПа.

Степень сжатия OK - 4,4.

Время пуска - 15 мин.

Производительность - 37 млн. м³/сут.

Давление технологического газа: I ступени - 6,08 МПа; после ступени - 7,6 МПа.

Степень сжатия - 1,25

Мощность, потребляемая нагнетателем - 10000 кВт

Частота вращения ротора нагнетателя - 4800 об/мин.

Габаритные размеры, м: длина - 5,067; ширина - 3,1; высота - 3,945; высота подъема крюка крана от уровня пола машинного зала - 2,9.

Масса, т: блока нагнетателя - 30,8; наиболее тяжелой части: для эксплуатации (пакет с ходовой частью) - 5,7; для монтажа (блок нагнетателя) - 30,7; привода - 57.

Большое значение для бесперебойной работы газоперекачивающих агрегатов имеют системы смазки, уплотнения, редуцирования и защиты. Работа всех этих систем обеспечивается централизованной системой маслоснабжения ГТУ, которая подает масло для смазки подшипников скольжения ГТУ, для уплотнения концевых участком ротора центробежных нагнетателей во избежание утечек газа из рабочего пространства в окружающую атмосферу, в аппараты системы регулирования работы и защиты газоперекачивающих агрегатов. Подача масла осуществляется под различным давлением. В системе смазки подшипников скольжения для их надежной работы давление масла должно быть в пределах 0,15-0,16 МПа; в системах уплотнения на 0,05-0,25 МПа больше рабочего давления газа в нагнетателе. В системе регулирования работы ГПА - в пределах 0,25-0,6 МПа в зависимости от параметров и режима работы ГПА.

Система регулирования и автоматической защиты обеспечивает надежную и стабильную работу всего ГПА. В состав этой системы входит большое число автоматов, электрических и гидравлических выключателей и переключателей, регуляторов, золотников. Режим работы газовой турбины регулируют путем изменения подачи топливного газа в камеру сгорания.

Система регулирования и автоматической защиты ГПА в случае нарушения его работы отключает агрегат и подает сигнал об этом обслуживающему персоналу. При нарушении режима работы ГПА практически мгновенно отключается подача топливного газа в камеру сгорания.

Системы топливного, пускового и импульсного газа предназначены для подготовки природного газа с целью использования его в качестве топлива, для запуска ГПА и для управления кранами в системах КС. В качестве топливного и пускового газов используется природный газ, транспортируемый по газопроводу.

Давление пускового и импульсного газа - 15 атм., топливного - 25 атм. В системах топливного и пускового газа он очищается от механических примесей и жидкости и подогревается.

Система импульсного газа обеспечивает осушку газа до точки росы - 55 °С при рабочем давлении, отсюда его подают к кранам.

Предусмотрена блочная воздушная компрессорная для получения сжатого воздуха. Сжатый воздух используется в блоках редуцирования газа для пневматических односедельных устройств, используемых в качестве регуляторов давления газа, в системе автоматического отвода конденсата из буферной емкости пылеуловителей, для ремонтных работ с использованием пневмоинструментов для обдувки шкафов КИПиА в компрессорном цеху.

Для очистки газа от механических примесей используется циклонный пылеуловители ГП 144.00.000, производительность 20 млн. м³/сут. в количестве 11 штук.

Для охлаждения газа на КС применяются АВО типа "Пейя" (Голландия).

Количество пылеуловителей и АВО определено в расчетной части.

2.4 КИПиА

С помощью аппаратуры «Контур-1 М» на ДПКС (диспетчерском пункте КС) выпускается:

– сигнализация состояния общецеховых кранов и ГПА, загазованности, пожара и

– аварии КЦ;

– сигнализация и управление охранными кранами, а также аварийный останов КЦ;

– регистрация параметров КЦ (система «Сириус-1»).

Регистрация параметров ГПА предусматривается устройствами УВЦ-1 «Кварц-2М».

Приборы, аппаратура и системы автоматизации выбраны с учетом унификации средств контроля и автоматики, обеспечения надёжности их работы, сокращения номенклатуры приборов и систем, а также исходя из обобщения опята эксплуатации КИП и А ранее запроектированных КС.

Для станционного и цехового контроля и управления предусмотрен унифицированный комплекс систем автоматизации в составе:

– Кварц - 2М

– Вега-2

– Контур 1М

– Сириус 1

Газотурбинные установки автоматизируются с помощью системы агрегатной автоматики А705-15, 1 поставка комплектно с ГТУ. Для газового контроля в цехе предусматривается использование системы контроля загазованности «ГАЗ-1».

2.5 Электроснабжение

Потребителями электроэнергии на КС является асинхронные электродвигатели с КЗ ротором мощностью до 75 кВт, электрическое освещение, электронагреватели воздушных заслонов и другие маломощные электроприемники. Напряжение питания всех 380/220В и ниже.

По условиям надёжности электроснабжения на КС имеются группы потребителей 1, 2, 3 категории.

К первой категории относятся электроприёмники, обеспечивающие нормальную работу газоперекачивающих агрегатов КС и допускающие перерыв питания только на время автоматического переключения на резервный источник.

Ко второй категории относятся ответственные электроприёмники, обеспечивающие нормальную работу цехов и служб КС и допускающие остановку на время переключения питания действиями дежурного персонала.

К третьей категории относятся все остальные потребители.

С точки зрения взрыво- и пожароопасности на площадках КС проектируются взрывоопасные объекты, относящиеся к классам В- 1а, В - 16, В- 1ги пожароопасные классов П-I и П-Ш по классификации ПУЭ.

По требованиям молниезащиты на КС имеются объекты II и III категории, а также объекты не подлежащие молниезащитным мероприятиями.

При выполнении электротехнической части проекта учитывалися требования действующих нормативных материалов:

– инструкции по разработке проектов и смет для промышленного строительства

– (СН 202/76);

– правил устройства электроустановок ПУЭ;

– указаний по проектированию электроснабжения промышленных предприятий (СН-174-75);

– методических указаний по нормированию категорийности электроприёмников объектов газовой промышленности (РТМ-14-17/167 от 7.04.80г);

– указаний по проектированию силового электрооборудования промышленных предприятий (СН 357-77);

– указаний по проектированию и устройству молниезащиты зданий и сооружений (СН 305-77);

– инструкции по монтажу электрооборудования, силовых и осветительных сетей взрывоопасных зон (ВСН 332-74/ММСС СССР)

– искусственное освещение. Нормы проектирования (СНиП - А.9.71) и др;

– руководящих указаний по определению электрических нагрузок промышленных предприятий;

– указаний по проектированию схем электроснабжения КС МГ.

2.5.1 Схема внутриплощадочного электроснабжения КС

В основу выбора и построения схемы электроснабжения КС, количества источников и их вида положено требование по обеспечению высокой надежности питания потребителей-участвующих в технологическом процессе.

Для преобразования электрической энергии на площадке КС устанавливаются 2 КТП 6/0,4 кВ Хмельницкого трансформаторного завода - в СВП КЦ - встроенная КТП 2 х 1000 кВА, у АВО газа - КТП установлены 2 трансформатора, которые взаимно резервируют друг друга.

В качестве распределительных сетей используются кабели марок ААШВ, АНРГ, НРГ, АВВГ, которые прокладываются снаружи и внутри цеха в каналах и в трубных блоках в полу, а по промплощадке - на эстакадах, в траншеях.

Сечения кабелей внутриплощадочных сетей и внутреннего оборудования проверены по всем нормативным условиям. Наименьшее сечение кабелей с медной жилой 3 х 2, 5 + I x 1,5мм² обеспечивает требуемую ПУЭ кратность тока однофазного к.з. по отношению к току расцепителя соответствующего выключателя при длине кабеля 200 -г 250м.

Для компенсации реактивной энергии проектом предусматривается установка возле щитов СУ комплектных конденсаторных установок типа УК - 0,38.

Проектом предусматривается максимальная токовая защита присоединений 0,4 кВ, АВР на секционных выключателях 0,4 кВ, и выдача общего сигнала неисправности на КТП дежурному оператору КС.

2.5.2 Аварийное электроснабжение

В качестве резервного источника питания особо ответственных потребителей КЦ используются 2 дизель-генератора типа АС-804 мощностью по 630 кВт, которые устанавливаются в КЦ.

АС - 804Р запускаются автоматически в случае исчезновения напряжения на шинах обеих секций КТП КЦ. Во избежание перегрузки и отключения аварийной электростанции самозапуск насосов уплотнения агрегатов разнести по времени.

2.6 Молниезащита и заземление

Защита от прямых ударов молнии подлежат укрытия ГПА, установки АВО газа, а также здания, в которых имеются взрывоопасные и пожароопасные помещения - пункт редуцирования газа, насосная склада масел и др. Для этих объектов предусматривается защита от прямых ударов и вторичных воздействий молнии, а также проявлений статического электричества.

Защита от прямых ударов молнии осуществляется отдельно стоящими железобетонными молниеотводами высотой 30м, заземленными с сопротивлением не более 10 Ом.

Наружные металлические взрывоопасные установки защищаются от прямых ударов и вторичных проявлений молнии путем заземления с сопротивлением не более 10 Ом.

Специальная защита других зданий и сооружений от прямых ударов молнии не предусматривается.

Проектом предусматривается защита маслопроводов и газопроводов от электромагнитной индукции и статического электричества.

Все электроустановки на площадке КС заземляются в соответствии с требованиями ПУЭ и других действующих нормативных документов.

В качестве заземлителей используются свайные основания из металлических труб, железобетонные фундаменты зданий и сооружений.

Для заземления устройств АСУ в помещении телеконтроля, а также аппаратуры КИП и А в операторной предусматриваются отдельно заземлители с сопротивлением не более 4 Ом.

Внутри зданий и сооружений для заземления электрооборудования используется металлический корпус и другие металлические конструкции, кроме газопроводных труб.

Для заземления электроосветительного оборудования взрывоопасных помещении и установок - специальный заземляющий провод.

2.7 Противопожарные мероприятия

Возможность эвакуации людей обеспечивается через выходы, количество и расположение которых предусматривается в соответствии с нормативными документами.

В административно-бытовой двух этажной части корпуса для повышения огнестойкости конструкций предусмотрена защита стальных элементов фосфатным покрытием.

На объекте предусматривается установка пенного и газового пожаротушения. В состав установки автоматического пожаротушения КЦ входят установки газового пожаротушения, защищающего пространство под кожухом двигателя и установка пенного пожаротушения, обслуживающая укрытие двигателя. Также производится тепловая изоляция наружных поверхностей аппаратов, арматуры и трубопроводов.

Кроме перечисленных методов защиты от пожара, применяют следующие средства пожаротушения:

– огнетушители (типа ОП и ОУ);

– пожарные щиты и инвентарь;

– ящик с песком;

для предотвращения взрывоопасных концентраций предусмотрена рабочая и аварийная вентиляция.

3. Расчетная часть

3.1 Расчет режима работы КС

Цель расчета режима работы КС:

– проверка возможности и экономичности транспорта газа в заданно количестве выбранным оборудованием КС; определение методов регулирования работы КС для достижения станцией требуемых технологических параметров(подачи и давления);

– определение параметров газа (давления и температуры) на входе и выходе КС для нахождения потребного количества станций и их расстановки по трассе газопровода;

– разработка мероприятий, предотвращающих перегрев газа и перенапряжения трубопроводов на выходе КС, а также мероприятий, обеспечивающих наиболее экономичный транспорт газа подобранным оборудованием.

Расчет режима работы КС с использованием приведенных характеристик нагнетателя сводится к определению режима работы центробежного нагнетателя, приведенной объемной производительности, приведенной частоты вращения и мощности на валу привода.

Расчет режима работы центробежных нагнетателей.

Определение параметров газа на входе нагнетателей:

,

,

где и -температура газа на входе нагнетателей первой ступени и на входе КС, К;

-средняя температура грунта, К;

и -давление газа на входе нагнетателей и входе КС;

-потери давления во входных технологических коммуникациях.

К;

МПа.

Характеристика газов представлена в табл. 3.1.

Таблица 3.1 Характеристика газов

Газ	Молекулярная масса, кг	, К	, МПа
CH4	16,04	190,55	4,695
C2H6	30,07	305,43	4,976
C3H8	44,09	369,82	4,333
C4H10	58,12	425,16	3,871
C5H12 + высш.	72,15	469,65	3,435
CO2	44,01	304,2	7,527
N2 + редкие	28,016	126,26	3,465

Расчет характеристик газа при условиях на входе в нагнетатели.

,(3.1)

где-относительная плотность газа по воздуху;

газовая постоянная транспортируемого газа, Дж/(кг·К).

Дж/(кг·К).

,(3.2)

где и -плотность газа и воздуха при стандартных условиях (20 °С и 760 мм. рт. ст), кг/м³.

кг/м³.

,(3.3)

где-давление на входе нагнетателя первой ступени сжатия, МПа;

-плотность газа при условиях всасывания, кг/м³;

-коэффициент сжимаемости газа при условиях всасывания.

,(3.4)

где-приведенное давление, МПа;

где-приведенная температура смеси, К.

;

;

;

.

Тогда кг/м³.

Определение объемной производительности нагнетателя.

,(3.5)

,(3.6)

где-объемная производительность нагнетателя, млн. м³/мин.;

-производительность КС,

-количество параллельно работающих нагнетателей.

млн. м³/сут.;

м³/мин.

Определение допустимого интервала изменения числа оборотов ротора нагнетателя.

Из условия экономичности работы нагнетателя:

,(3.7)

где-номинальная частота вращения ротора нагнетателя, об/мин.;

-минимальное значение объемной производительности,

-максимальное значение объемной производительности, м³/мин;

об/мин; м³/мин; м³/мин.

об/мин.

Определение приведенной производительности нагнетателя.

,(3.8)

где-объемная производительность, м³/мин;

-номинальная частота вращения ротора нагнетателя, об/мин.

м³/мин.

Расчет приведенного числа оборотов ротора нагнетателя.

,(3.9)

где, , - параметры газа с приведенной характеристикой.

.

Проверка удаленности режима работы нагнетателя от границы помпажа.

Нагнетателю гарантируется беспомпажная работа при соблюдении неравенства:

где-значение приведенной производительности из приведенной характеристики, соответствующее максимуму зависимости для рассматриваемого значения .

.

Условия беспомпажной работы выполняются.

Определение степени сжатия нагнетателей и относительной приведенной внутренней мощности нагнетателей.

По графику определяем приведенную внутреннюю мощность нагнетателя

.(3.10)

Степень сжатия .

Определение потребной мощности для привода нагнетателя

,(3.11)

где-мощность ,потребляемая нагнетателем, кВт;

-механический к. п. д. нагнетателя; принимаем .

Мощность, потребляемая нагнетателем

,(3.12)

где-плотность газа при условиях всасывания, кг/м³;

-приведенное число оборотов ротора нагнетателя.

кВт.

кВт.

Рассчитаем располагаемую мощность ГТУ.

Располагаемая мощность ГТУ, приводящей центробежный нагнетатель находится в зависимости от условий работы установки по формуле:

,(3.13)

где-номинальная мощность ГТУ, кВт;

-коэффициент учитывающий техническое состояние ГТУ;

-коэффициент учитывающий влияние температуры наружного воздуха;

-коэффициент, учитывающий влияние противообледенительной системы; ;

-коэффициент,учитывающий влияние системы утилизации тепла выхлопных газов; ;

-расчетное давление наружного воздуха, МПа;

и -расчетная и номинальная температура воздуха на входе ГТУ, К;

,(3.14)

где-средняя температура наружного воздуха;

-поправка на изменчивость климатических параметров и местный подогрев наружного воздуха на входе ГТУ, К.

кВт.

Проверка условия:

.

Расчет параметров газа на выходе нагнетателей.

, МПа(3.15)

МПа.

где-температура газа на выходе нагнетателей, К;

-политропный к. п. д. из приведенной характеристики.

К.

Проверка условия:

,

где-допустимая температура из условия сохранения прочности и устойчивости трубопровода и изоляции, К; К.

.

3.2 Подбор и расчет основного оборудования КС

3.2.1 Разработка установки очистки газа

Установка очистки газа предназначена для очистки поступающего на КС газа от твердых и жидких примесей и предотвращения загрязнения эрозии оборудования и трубопроводов станции.

Очистку газа проводим в одну ступень - в пылеуловителях. В качестве пылеуловителей применяем мультициклонные пылеуловители, как наиболее перспективные. Потребное число пылеуловителей определяется следующим образом.

Рабочее давление пылеуловителя равно давлению газа на входе КС:

МПа.

По характеристике пылеуловителя определяем его минимально и максимально допустимые производительности и , c учетом поправки на отличие плотности, при стандартных условиях от кг/м³.

млн. м³/сут.;

млн. м³/сут.

По уточненному значению производительностей определяем потребное число пылеуловителей таким образом, чтобы при отключении одного из аппаратов, нагрузка на оставшиеся в работе не выходила за пределы их максимальной производительности, а при работе всех аппаратов - не выходила за пределы минимальной производительности . Принимаем число пылеуловителей в количестве 11 штук. Проверим условие:

млн. м³/сут.;

млн. м³/сут.

В технологической схеме установки очистки предусматриваются коллекторы на входе и выходе установки, краны отключения отдельных аппаратов от коллекторов (краны ручного привода с червячным редуктором, краны со стороны входа оборудуются обводами Ду 50 с краном - для заполнения аппаратов перед пуском), сброс жидких и твердых примесей из установки в емкость продуктов очистки газопровода.

3.2.2 Разработка установки охлаждения газа

Среднегодовая температура наружного воздуха °С, среднегодовая температура грунта °С.

Оптимальная среднегодовая температура охлаждения газа принимается на 10-15 °С выше расчетной среднегодовой температуры воздуха .

(3.16)

где-средняя температура наружного воздуха;

-поправка на изменчивость климатических условий, принимаемая 2 °С.

°С;

°С.

Определение потребного количества АВО.

Определение общего количества тепла, подлежащего отводу от газа на установке - , Дж/с:

,(3.17)

где-общее количество газа, охлаждаемое на КС, кг/с;

-теплоемкость газа при давлении на входе в АВО и средней температуре газа в АВО

,(3.18)

где-температура газа на входе в АВО, равная температуре газа на выходе компрессорных машин, К;

-оптимальная температура охлаждения газа, К.

кг/с;

К

,(3.19)

где-средняя температура газа в АВО, К.

;

Дж/с.

Назначаем тип АВО по рабочему давлению, равному давлению на выходе компрессорной станции. Примем АВО «Пейя» (Голландия), характеристика которого приведена в табл. 3.2.

Таблица 3.2. Характеристика АВО типа «Пейя» (Голландия)

Показатель	Единица измерения	Значение
Рабочее давление	МП	7,36
Массовый расход	кг/ч	209
Коэффициент теплопередачи		22
Число ходов газа в аппар.		1
Поверхность теплоперед.	м2	9500
Общее число труб	шт	476
Длина труб	м	11
Внутренний диаметр труб	мм	22
Сумма коэф. местных сопрот.		5,5
Количество вентиляторов	шт	6
Производительность вентиляторов	м3/ч	800
Напор вентиляторов	Па	16
Мощность вентиляторов	кВт	105,6
Масса аппарата	т	36

По номинальной производительности аппарата и известной производительности КС определяем потребное количество АВО , рассчитываем требуемые производительности одного аппарата по теплоотводу и по газу:

Дж/с;

, принимаем .

Проверка принятого количества АВО по температуре охлаждающего воздуха .

,(3.20)

где-общий объемный расход воздуха, подаваемого всеми вентиляторами одного АВО, м³/с;

-теплоемкость воздуха при барометрическом давлении и , Дж/(кг·К);

-плотность воздуха на входе в АВО, кг/м³.

.(3.21)

кг/м³.

К.

Предварительно принятое количество АВО остается в силе, если ; К, т. е. .

Проверка принятого количества АВО по поверхности теплопередачи одного АВО. Требуемая поверхность теплопередачи :

,(3.22)

где-коэффициент теплопередачи, из таблицы, Вт/(м²·К);

;

;(3.23)

;(3.24)

,(3.25)

где-число ходов газа в аппарате;

-поправка, определяемая в зависимости от параметров и :

;(3.26)

.(3.27)

;

.

Тогда .

;

;

м².

Проверку выполняем из условия:

(3.29)

где-фактическая поверхность теплопередачи, увеличена на 10%, с учетом выхода из строя отдельных вентиляторов и загрязнения поверхностей теплообмена, м;

-допустимое расхождение между и (5 % от ); .

Условие выполняется.

Расчет гидравлического сопротивления АВО по ходу газа в МПа.

,(3.30)

где-средняя скорость газа в трубах АВО м/с;

-плотность газа при давлении на входе в АВО и средней температуре газа в АВО, кг/м³;

-сумма коэффициентов местных сопротивлений;

-длина труб АВО;

-внутренний диаметр труб, м;

-эквивалентная шероховатость внутренней поверхности тру6, м; м.

,(3.31)

где-площадь сечения одного хода труб АВО со стороны газа, м².

кг/м²;

м/с;

МПа.

МПа; Проверим условие: ; .

Аппараты воздушного охлаждения будут эффективно работать, т. е. охлаждать газ до требуемой температуры , если будет выполняться условие:

,(3.32)

где-теплоотвод по газу, Дж/с;

-теплоотвод по воздуху, Дж/с.

Теплоотвод по газу Дж/с.

Теплоотвод по воздуху:

,(3.33)

где-количество АВО;

-общее количество воздуха подаваемого вентиляторами АВО, кг/с.

,(3.34)

где-производительность вентиляторов, м³/с.

кг/с;

Дж/с.

Разность между и в пределах 5%, что допустимо.

3.3 Технологический расчет внутриплощадочных коммуникаций

Целью расчета внутриплощадочных коммуникаций является определение диаметра и толщины стенки внутриплощадочных трубопроводов, расчет гидропотерь на отдельных площадках, коммуникациях, и приведение их соответствии с нормативными значениями. В результате достигаются оптимальные затраты на сооружение, эксплуатацию коммуникаций.

3.3.1 Расчет толщины стенки трубопроводов внутриплощадочных

Данному расчету предшествует назначение диаметра трубопровода, выбор материала труб. Диаметр трубопровода назначается согласно нормам технологического проектирования, в соответствии с которым скорость движения газа в технологических трубопроводах КС должна находится в пределах 5-20 м/с. Учитывать условия трубопровода.

Материал трубопровода выбирают в зависимости от климата района расположения КС.

Для районов с умеренным климатом (температура самой холодной пятидневки не ниже -40 °С) для труб диаметром менее 500 мм используют сталь 20, для труб больших диаметров низколегированная сталь .

Для районов с суровым климатом (температура самой холодной пятидневки ниже -40 °С) применяют низколегированные стали марок, приведенных в табл. 3.3.

Таблица 3.3.Характеристики некоторых марок стали

Сталь	@вр, МПа	@т, МПа	Труба
			ГОСТ	Д, мм	&, мм
20	412	245,3	8731-74	34, 89, 108, 159, 325, 426	3,5-6, 9-11
14ХГС	490	343	ТУ14-3-109-73	530, 720, 1020	7,5-9, 10,5-12,5
14Г2САФ	559	392	ТУ-14-3-109-73		11-15
08Г2СФТ	560	412	ТУ-14-3988-81		17,2; 20,6; 23,8; 26,9

Для окончательного выбора материала труб необходимо определить диаметры и толщины стенок трубопроводов внутриплощадочных коммуникаций.

3.3.2 Расчет диаметров и толщины стенок трубопроводов

Трубопровод подключения КС.

,(3.35)

где-объемная производительность в условиях трубопровода м³/с;

-скорость движения газа, в пределах 5-20 м/с.

;(3.36)

м³/с.

Назначаем скорость движения газа м/с.

м.

Ближайшее большее стандартное значение мм. При этом значении определим скорость движения газа:

м/с.

Толщина стенки трубы

,

где-толщина стенки трубопровода, см;

-рабочее давление трубопровода, МПа;

-наружный диаметр трубопровода, см;

-коэффициент надежности по нагрузке, для внутриплощадочных трубопроводов;

-расчетное сопротивление растяжению, МПа.

,

где-нормативное сопротивление материала трубопровода растяжению; , МПа;

-коэффициент условий работы трубопровода;

-коэффициент надежности по материалу трубопровода;

-коэффициент надежности по назначению трубопровода.

Материал трубопровода 08Г2СФТ.

МПа;

см.

Полученное значение округляем до ближайшего большего значения по ГОСТу: мм.

Результаты расчетов для остальных трубопроводов приведены в табл. 3.4.

Таблица 3.4. Диаметр и толщина стенки внутриплощадочных трубопроводов

Трубопровод	, м/с	, м3/с	, кг/м3	Материал	, мм	, мм
- в магистраль	15,8	25	60,2	08Г2СФТ	1420	20,6
- всас. наг.	14,99	6,1	48,51	17ГС	720	11
- нагнет. нагнетателя	12,1	4,9	60,2	17ГС	720	11

3.3.3 Определение гидравлических потерь во внутриплощадочных коммуникациях

Потери во внутриплощадочных коммуникациях определяются:

,(3.40)

где-потери давления по длине трубопроводов, МПа;

-потери давления на местных сопротивлениях, МПа;

-потери давления в технологическом оборудовании, МПа.

Рассчитаем потери давления на участке: газ из установки очистки до всаса нагнетателя:

,(3.41)

где-коэффициент гидравлического сопротивления; ;

-длина трубопровода, мм;

-внутренний диаметр трубопровода, мм;

-плотность газа (кг/м³) в условиях трубопровода;

-скорость газа в условиях трубопровода.

,(3.42)

где-производительность трубопровода, млн. м³/сут.;

-внутренний диаметр трубопровода, мм;

-коэффициент динамической вязкости, Па·с;

-относительная плотность газа по воздуху.

.

(3.43)

где-эквивалентная шероховатость трубопровода, мм.

.

, следовательно зона смешанного трения.

Для зоны смешанного трения рассчитывается следующим образом:

(3.44)

;

МПа.

Потери давления в пылеуловителях по номограме: МПа.

На этом участке четыре местных сопротивления

Три колена 90 °-.

Тройник-.

.

Общие потери на этом участке составляют:

МПа.

По такой же методике рассчитаны все трубопроводы. Результаты расчетов сведены в табл. 3.5.

Таблица 3.5.Расчет гидравлических потерь внутриплощадочных коммуникаций

Трубопровод	, МПа
Газ на установку очистки	0,0174
Потери в ПУ	0,04
Газ с очистки до всаса наг.	0,004
Газ после нагнетателя	0,0043
Потери в АВО	0,0234
Газ с АВО в магистраль	0,0217
Сумма	0,1108

Подобные документы

• Проектирование и эксплуатация компрессорной станции

  Определение исходных расчетных данных компрессорной станции (расчётной температуры газа, вязкости и плотности газа, газовой постоянной, расчётной производительности). Подбор основного оборудования компрессорного цеха, разработка технологической схемы.
  
  курсовая работа [273,2 K], добавлен 26.02.2012
  

• Обслуживание и ремонт оборудования компрессорной станции №14 "Приводино"

  Общая характеристика работы компрессорной станции. Данные о топографии и расположении объекта. Описание работы газоперекачивающих агрегатов компрессорных цехов. Гидравлический расчет газопровода, системы очистки газа; обслуживание и ремонт роторов.
  
  дипломная работа [486,1 K], добавлен 19.07.2015
  

• Проектирование компрессорной станции

  Характеристика компрессора как устройства для сжатия и подачи газов под давлением. Рассмотрение состава компрессорной станции. Выбор необходимого количества вспомогательного оборудования. Определение параметров основных и вспомогательных помещений.
  
  курсовая работа [3,6 M], добавлен 26.05.2012
  

• Обслуживание и ремонт оборудования компрессорной станции №14 "Приводино"

  Определение оптимального режима перекачки как одна из задач при транспортировке газа по магистральным газопроводам. Знакомство с особенностями обслуживания и ремонта оборудования компрессорной станции №14 "Приводино", анализ организационной структуры.
  
  дипломная работа [1015,9 K], добавлен 02.08.2015
  

• Насосная станция для польдерного осушения

  Определение расчетной подачи насосной станции. Выбор схемы гидроузла и подбор основных насосов. Проектирование и расчет подводящих трубопроводов, водозаборных сооружений и напорных трубопроводов. Характеристика электрооборудования насосной станции.
  
  курсовая работа [3,4 M], добавлен 14.01.2011
  

• Проектирование насосной станции системы водоснабжения

  Определение диаметров водоводов. Гидравлический расчет всасывающих и напорных трубопроводов. Компоновка гидромеханического оборудования. Построение графика совместной работы насосов и водоводов. Расчет мощности электродвигателей и подбор трансформаторов.
  
  контрольная работа [184,6 K], добавлен 28.04.2015
  

• Автоматизация дожимной компрессорной станции Фаинского месторождения

  Технология компримирования газа, подбор и обоснование необходимого оборудования, технологическая схема производства работ. Требования к системе автоматизации, ее объекты, средства. Логическая программа запуска компрессорной установки, работа контроллера.
  
  дипломная работа [551,8 K], добавлен 16.04.2015
  

• Канализационная насосная станция

  Определение требуемого напора насосов. Анализ режимов работы насосной станции. Построение совмещенных характеристик насосов и водоводов. Подбор оборудования приемного резервуара. Компоновка основного насосного оборудования, трубопроводов и арматуры.
  
  курсовая работа [1,5 M], добавлен 14.02.2015
  

• Реконструкция компрессорных станций с заменой технологического оборудования

  Краткая информация о компрессорной станции "Юбилейная". Описание технологической схемы цеха до реконструкции. Установка очистки и охлаждения газа. Технические характеристики подогревателя. Теплозвуковая и противокоррозионная изоляция трубопроводов.
  
  дипломная работа [4,6 M], добавлен 16.06.2015
  

• Насосные и воздуходувные станции

  Расчет водопроводной насосной станции 2-го подъема, определение категории надежности станции. Расчет вместимости бака водонапорной башни. Проектирование станции, подбор и размещение оборудования. Определение технико-экономических показателей станции.
  
  курсовая работа [426,2 K], добавлен 13.02.2016
  

• Проектирование компрессорной станции

  Выбор марки и расчет количества компрессоров для соответствующей станции, определение мощности необходимых электродвигателей. Расчет воздушных фильтров, концевых воздухоохладителей, водомаслоотделителей, расходов охлаждающей воды и смазочного масла.
  
  контрольная работа [144,1 K], добавлен 05.06.2014
  

• Анализ системы маслоснабжения компрессорной станции и ее эксплуатации

  Исследование назначения и устройства компрессорной станции магистрального газопровода. Оборудование, входящее в состав газотурбинной установки. Основные технические характеристики центробежного нагнетателя. Правила эксплуатации системы маслоснабжения.
  
  курсовая работа [70,6 K], добавлен 26.02.2015
  

• Проект мелиоративной насосной станции для целей орошения

  Топографическое, инженерно-геологическое, гидрологическое и климатологическое обоснование проектирования мелиоративной насосной станции. Расчет водозаборного сооружения; компоновка гидроузла машинного подъема и здания станции с размещением оборудования.
  
  курсовая работа [81,4 K], добавлен 04.02.2013
  

• Защита нефтепромысловых трубопроводов от коррозии

  Анализ причин коррозии трубопроводов, происходящей как снаружи под воздействием почвенного электролита, так и внутри, вследствие примесей влаги, сероводорода и солей, содержащихся в транспортируемом углеводородном сырье. Способы электрохимической защиты.
  
  курсовая работа [4,7 M], добавлен 21.06.2010
  

• Расчет оборудования компрессорного цеха

  Изучение режима работы компрессорной станции. Гидравлический расчет вертикального масляного пылеуловителя. Определение технического состояния центробежного нагнетателя и общего расхода топливного газа. Основные параметры оборудования компрессорного цеха.
  
  курсовая работа [289,3 K], добавлен 25.03.2015
  

• Расчет проекта перевалочной нефтебазы в районе г. Тюмень

  Расчетная температура нефтепродуктов. Выбор оптимальных резервуаров и компоновка резервуарного парка для дизельного топлива. Расчет железнодорожной и автомобильной эстакады. Гидравлический расчет трубопроводов. Подбор насосно-силового оборудования.
  
  курсовая работа [293,5 K], добавлен 19.11.2012
  

• Повышение эффективности работы компрессорной станции относящейся к газопроводу "Макат-Атырау-Северный Кавказ"

  Краткая характеристика газопровода "Макат-Атырау-Северный Кавказ". Технологическая схема компрессорного цеха и компоновка оборудования газоперекачивающего агрегата. Аппараты воздушного охлаждения газа. Расчет производительности центробежного нагнетателя.
  
  дипломная работа [487,9 K], добавлен 13.11.2015
  

• Холодильное и вентиляционное оборудование

  Расчет теоретического рабочего цикла паровой холодильной компрессорной машины. Подбор компрессорных холодильных машин, тепловой расчет аммиачного компрессора. Расчет толщины теплоизоляционного слоя, вместимости и площади холодильников, вентиляторов.
  
  учебное пособие [249,0 K], добавлен 01.01.2010
  

• Эксплуатация трубопроводов промышленных предприятий

  Категорирование трубопроводов, их классификация по параметрам среды. Окраска и надписи на трубопроводах. Типовые режимы изменения состояния технологического оборудования ТЭС. Остановка оборудования с расхолаживанием трубопроводов, основные операции.
  
  реферат [49,6 K], добавлен 15.04.2019
  

• Расчет горизонтальной аэрируемой песколовки для очистной станции

  Применение аэрируемых песколовок для удаления из сточных вод песка. Расчет песковых площадок и бункеров. Гидравлический расчет трубопроводов. Материальный баланс, выбор конструкционного материала. Подбор устройства для удаления осадка из песколовки.
  
  реферат [201,5 K], добавлен 16.06.2012
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам