Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

• Введение
• 1. Организационно-экономический раздел
• 1.1 Основные дипломные решения
• 1.2 Характеристика района расположения объекта
• 2. Технологическая часть
• 2.1 Дюртюлинское линейно производственное управление магистральными газопроводами «Москово» КС-18
• 2.1.1 Общая характеристика предприятия Дюртюлинского ЛПУ МГ
• 3. Технологический раздел
• 3.1 Классификация газопроводов
• 3.2 Требования к эксплуатации газопроводов
• 3.3 Обоснование необходимости реконструкции газовых трубопроводов
• 3.4 Проблемы эксплуатации и необходимость реконструкции трубопровода
• 3.5 Технология реконструкции газового участка
• 3.6 Новая техника, новые технологии
• 3.7 Учет социальных факторов при реконструкции КС-18
• 3.8 Технические решения по реконструкции КС - 18 Дюртюлинского ЛПУ МГ
• 3.9 Описание технологической схемы КС-18 после реконструкции
• 3.10 Технологические решения по реконструкции КС. Газоперекачивающий агрегат ГПА - 16 Р «Уфа» после реконструкции
• 3.11 Газоперекачивающий агрегат ГПА - 16 Р «Уфа»
• 3.11.1 Газотурбинный двигатель АЛ-31СТ после реконструкции
• 3.11.2 Принцип работы ГПА-16Р - «Уфа»
• 3.11.3 Пуск ГПА-16Р- «Уфа»
• 3.11.4 Остановка ГПА-16Р- «Уфа»
• 3.12 Система смазки ГПА-16Р- «Уфа»
• 3.13 Очистка газа от механических примесей
• 3.13.1 Конструкция и характеристика пылеуловителя ГП 144.00.000
• 3.13.2 Принцип работы циклонного пылеуловителя ГП 144.00.000
• 3.13.3 Эксплуатация пылеуловителя ГП 144.00.000
• 3.14 Охлаждение газа. Аппарат воздушного охлаждения газа «Крезо- Луар»
• 3.14.1 Конструкция и принцип работы «Крезо-Луар»
• 3.14.2 Техническая характеристика «Крезо-Луар»
• 3.14.3 Очистка трубных пучков
• 3.15 Применение метода воздушно - капел ного орошения воздуха в КВОУ для повышения КПД на валу осевого компрессора
• 3.15.1 Расчет расхода воды для впрыска в осевой компрессор
• 4. Экономическая часть
• 4.1 Основные факторы, обеспечивающие экономический эффект от реконструкции
• 4.2 Показатели эффективности инвестиционных проектов
• 4.3 Расчет экономической эффективности
• 5. Cистема автоматического регулирования ГПА-16Р «УФА»
• 5.1 Описание объекта автоматизации
• 5.2 Назначение и область применения САУ ГПА
• 5.3 Структура САУ Series 5
• 5.4 Устройство и работа датчика МИДА - ДИ- 13П
• 5.5 Термометр сопротивления ТСП-0193-02-120
• 5.6 Датчик частоты вращения ДЧВ - 2500А
• 5.7 Термопара ТК-29
• 6. Безопасность и экологичность проекта
• 6.1 Анализ производственных опасностей и вредностей
• 6.1.1 Взрыво- и пожаробезопасность производства
• 6.1.2 Источники воспламенения
• 6.1.3 Электроопасность
• 6.1.4 Токсичность и вредность веществ
• 6.1.5 Шум и вибрация
• 6.1.6 Производственное освещение
• 6.2 Меры по обеспечению безопасности труда
• 6.2.1 Реконструкция КС-18
• 6.2.2 Герметизация оборудования КС-18
• 6.2.3 Система обнаружения присутствия газа
• 6.2.4 Отопление и вентиляция
• 6.2.5 Мероприятия по охране труда при эксплуатации ГПА
• 6.3 Промышленная безопасности
• 6.3.1 Обеспечение устойчивого функционирования объекта в чрезвычайной ситуации
• 6.3.2 План ликвидации аварийной ситуации
• 6.3.3 Мероприятия по пожарной безопасности
• 6.4 Экологичност проекта
• Вывод
• Заключение
• Список использованных источников
• Приложение А

Список использованных сокращений

АВО - аппарат воздушного охлаждения;

БТПГ - блок технологической подготовки газа;

ГКС - газокомпрессорная служба.

ГП - газопровод;

ГПА - газоперекачивающий агрегат;

ГРС - газораспределител ная станция;

ГТУ - газотурбинная установка;

ГЩУ - главный щит управления;

КВОУ - комплексная воздухоочистител ная установка;

КС - компрессорная станция;

КЦ - компрессорный цех;

ЛПУ МГ - линейно-производственное управление магистралььныхгазопроводов;

МТС - материал но-техническое снабжение;

ПУ - пылеуловител ;

САУР - система автоматизированного управления и регулирования;

ТВД - турбина высокого давления;

ТНД - турбина низкого давления;

ЭХЗ - электрохимзащита.

Введение

В нашей стране создан мощный высокоэффективный топливно-энергетический комплекс. Российская Федерация - единственная крупная промышленно-развитая страна, которая полностью обеспечивает себя топливом и энергией за счет собственных природных ресурсов и одновременно осуществляет экспорт топлива и электроэнергии.

Природный газ, как эффективный энергоноситель, широко применяется в настоящее время во многих звеньях общественного производства, оказывает прямое воздействие на увеличение выпуска промышленной и сельскохозяйственной продукции, рост производительности труда и снижение удельных расходов топлива. Продолжается строительство мощных газопроводов, увеличивается их пропускная способность, широкое применение получают автоматизированные газоперекачивающие агрегаты. Значительно расширяется область применения природного газа в промышленности, сельском хозяйстве и в быту.

В качестве задачи первостепенной экономической и политической важности намечено ускорение развития газовой промышленности для удовлетворения внутренних потребностей страны и нужды экспорта.

Широкое развитие газоснабжения требует научного обобщения применяемых проектными организациями методов технико-экономических обоснований проектных решений по выбору схем газоснабжения городов. Основные вопросы технико-экономической проработки при выполнении проектов газоснабжения, обоснования количества ступеней давления, выбор количества ГРП.

Распределительные системы газоснабжения требуют глубоких знаний специалиста для их проектирования, строительства и эксплуатации в областях и республиках, а также в населенных пунктах. Рост газопотребления в городах, поселках, сельской местности, а также масштабность распределительных систем ставят перед инженерами по газоснабжению новые и сложные задачи, связанные с развитием перспектив и реконструкций систем, повышения их надежности, необходимостью надежного использования газа и защиты воздушного бассейна от загрязнений.

Распределительные системы современного типа должны обеспечивать надежность и бесперебойность подачи газа потребителям, так как они являются сложными многокольцевыми системами, экономическое проектирование которых должно базироваться на современных методах оптимизации с учетом вероятного характера функционирования и обеспечения требуемой надежности подачи газа потребителям. Характерной чертой распределительных систем газовых сетей является то, что они представляют собой системы длительного действия. Распределительные системы растут с ростом городов и промышленных объектов, расширяются, реконструируются, износившиеся узлы и элементы заменяются новыми. Современные распределительные газовые сети проектируют и строят как единые системы, подающие газ бытовым, коммунально-бытовым и промышленным потребителям. Следующей особенностью распределительных газовых сетей является определение специфического подхода к решению проблем надежности.

Данный дипломный проект разработан на основании нормативных документов, таких как СНиП 42-01-2002 «Газораспределительные системы», СП 42-103-2003 Проектирование и строительство газопроводов из полиэтиленовых труб и реконструкция изношенных газопроводов; СНиП 11.01-95. «Инструкция о составе, порядке разработки, согласования и утверждения проектно-сметной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений»; СНиП 23-01-99 «Строительная климатология» М.,2000 г; СНиП 1.04.03-85* «Нормы продолжительности строительства и задела в строительстве предприятий, зданий и сооружений».

1. Организационно-экономический раздел

1.1 Основные дипломные решения

Данный дипломный проект разработан для реконструкции газового участка города Дюртюли Республики Башкортостан. Проектируемый для реконструкции газопровод предназначен для обеспечения газом жилых домов и других объектов.

Настоящим дипломным проектом «Эффективность реконструкции участка газопровода «ГАЗ-сервис» города Дюртюли» приняты следующие технические решения:

- Проектирование реконструкции газопровода среднего давления по улице Лесная города Дюртюли

1.2 Характеристика района расположения объекта

Проектируемая зона застроена одноэтажными частными домами с дворами частными постройками

Проектируемые для реконструкции трассы проходят в городе Дюртюли по улице Лесная.

2. Технологическая часть

2.1 Дюртюлинское линейно производственное управление магистральными газопроводами «Москово» КС-18

2.1.1 Общая характеристика предприятия Дюртюлинского ЛПУ МГ

Дюртюлинское линейное производственное управление магистралььных газопроводов входит в состав предприятия ООО «Газпромтрансгаз-Уфа» в качестве структурного подразделения.[1] Деятельность Дюртюлинского ЛПУ мг транспортировка газа. КС-18 перекачивает газ с Уренгоя в Петровск. В состав ЛПУ мг входят действующие на началах внутреннего, хозяйственного расчета следующие производственные службы:

- газокомпрессорная служба;

- линейно-эксплуатационная служба;

- группа по ЭХЗ;

- служба по профилактике и ремонту ГРС;

- служба энерговодоснабжения;

- служба КИП и А и телемеханике, АСУ;

- автотранспортное хозяйство;

- ремонтно-механические мастерские;

- газовый участок;

- ремонтно-строительный участок;

- функциональные службы;

- диспетчерская служба;

- химическая лаборатория;

- служба управлением персоналом и трудовыми отношениями; .

- служба охраны труда и техника безопасности с участком по зарядке огнетушителей;

- бухгалтерия;

- участок МТС и К.

Дюртюлинское линейное производственное управление магистралььных газопроводов обслуживает компрессорную станцию «Москово» магистралььных газопроводов:

- «Челябинск - Петровск» (КС-5);

- «Уренгой - Петровск» (КС-18);

- «Уренгой - Новопсков» (КС-18А)

Дюртюлинское ЛПУ МГ обслуживает также 25 газораспределительных станции в Карманово, Дюртюлях, Яркеево, Янауле, Кушнаренково, Бураево, Карача - Елга, Нефтекамске, Кр. Холме, Калтасах, БСН, Манчарово, Телепаново, Ангасяке, Мишкино, Редькино, Нагаево, Базаново, Сейтяково, Татышлы, Челкаково, Чураево, Н. Сикияз, Бирск, Силантьево.

2.1.2 Краткая характеристика компрессорного цеха КС - 18 ДЛПУ МГ

Компрессорный цех КС-18 обслуживает магистральный газопровод Уренгой - Петровск. [2]

Технические показатели газопровода:

- диаметр газопровода на данном участке D_у, мм 1400

- рабочее давление Р, МПа 7,5

- проектная пропускная способность Q, млрд. м³/год 35

Характеристика компрессорного цеха приведена в таблице 1.1

Таблица 1.1 - Характеристика компрессорного цеха

Наименование	Единицы измерения	Зима	Лето	Межсезонье
1.Количество компримируемого газа (при 20 0С и 760 мм рт. ст.)	млн. м3/сут	88,29	91,68	84,03
2. Давление всасывания	МПа	5,71	5,27	5,57
3. Давление нагнетания	МПа	7,45	6,23	6,51
4.Температура всасывания	0С	5	31	17
5. Температура нагнетания	0С	36	63	43
6. Температура газа после охлаждения в АВО	0С	-	44	26
7. Расчетная температура наружного воздуха АВО	0С	-8	27	10
8. Расчетная температура наружного воздуха ГТУ	0С	-6	22	12

В КЦ осуществляются следующие технологические процессы:

- очистка газа от механических примесей;

- сжатие газа;

- охлаждение газа;

- измерение и контрольь технологических параметров;

- управление режимом газопровода;

- изменение числа и режимов работы газоперекачивающего агрегата.

В состав компрессорной станции (КС) входят следующие объекты и системы:

- установки очистки и охлаждения газа;

- технологические трубопроводы с установленной на них запорной арматурой;

- компрессорный цех (КЦ) с установленными газоперекачивающими агрегатами;

- система подготовки топливного, пускового и импульсного газа;

- система маслоснабжения станции;

- узел подключения к газопроводу.

В КС осуществляются очистка, сжатие, охлаждение технологического газа (рисунок 1.1).



Рисунок 1.1 - Упрощенная функциональная схема КС-18

В компрессорном цехе используется газ различного давления и назначения:

- технологический (5.5-7.5 МПа);

- топливный (2.8 МПа);

- пусковой (0.5 МПа);

- импульсный (осушенный, 5.5-7.5 МПа ).

Перечень основного технологического оборудования и объектов компрессорного цеха КС - 18 приведен в таблице 1.2.

Таблица 1.2 - Перечень основного оборудования и объектов компрессорного цеха

Наименование	Количество	Примечания
Газоперекачивающий агрегат ГТК-10-4	8
Аппарат воздушного охлаждения газа	24	«Крезо-Луар»
Пылеуловител	6	Циклонного типа
Сепаратор высокого давления	2
Сепаратор низкого давления	2
Блок подготовки топливного, пускового и импульсного газа	1	для агрегатов ГТК-10-4

В КЦ осуществляются следующие технологические процессы:

- очистка газа от механических примесей;

- сжатие газа;

- охлаждение газа;

- измерение и контроль технологических параметров;

- управление режимом газопровода;

- изменение числа и режимов работы газоперекачивающего агрегата.

Номинальный состав природного газа поступаемого в нагнетатель приведенмвстаблицес1.3. Газ не токсичен, горюч, взрывоопасен при содержании газа в воздухе от 5 до 17% по объему, по коррозионному воздействию на металлы - нейтрален.

Таблица 1.3 - Номинальный состав природного газа

Наименование газа	Химическая формула	Содержание в природном газа, в % по объему
Метан	СН4	98,8
Этан	С2Н6	0,070
Пропан	С3Н8	0,01
Бутан	С4Н10	0,290
Азот	N2	0,980
Углекислый газ	СО2	0,729

2.1.3 Технологическая схема КС - 18 до реконструкции

Соединенные в определенной последовательности и по определенным правилам газоперекачивающие агрегаты, трубопроводы, пылеуловители, аппараты воздушного охлаждения и технологические краны различных диаметров образуют технологическую схему компрессорногоицеха.[2] Технологическая схема КС - 18 предусматривает следующие основные процессы обработки газа:

- очистка газа от пыли и конденсата;

- компримирование газа;

- охлаждение газа.

Технологическая схема КС-18 Дюртюлинского ЛПУ МГ до реконструкции показана на рисунке 1.2.

Газ из магистрального газопровода диаметр 1400 мм поступает на узел подключения компрессорного цеха и через кран 7 попадает на всасывающий коллектор диаметр 1000 мм блока очистки газа от механических примесей, который состоит из шести циклонных пылеуловителей. ПУ обвязаны системой трубопроводов диаметр 500мм. После очистки от механических примесей и жидкости, газ поступает в нагнетательный коллектор ПУ диаметр 1000мм, где поток газа разделяется на две части. Часть газа идет на установку подготовки топливного и пускового газа, где производится подготовка топливного, пускового и импульсного газа. Другая часть газа поступает во всасывающий коллектор газоперекачивающих агрегатов диаметр 1000мм (технологический газ). Ч Из всасывающего коллектора технологический газ через кран 1 попадает во всасывающую линию ГПА, где производится компримирование газа до расчетного давления. После компримирования газ, через кран 2 поступает в нагнетательный коллектор ГПА диаметр 1000 мм, откуда затем поступает на всасывающий коллектор аппаратов воздушного охлаждения. Из всасывающего коллектора АВО, газ подается на секции АВО, где подвергается охлаждению до заданной температуры. Далее газ через нагнетательный коллектор АВО и краны 8А и 8, выводится на коллектор узла подключения, откуда выходит в магистральный газопровод диаметр 1400мм. При запуске ГПА производится продувка малого контура обвязки ГПА с помощьью байпасного крана 4 и свечи 5. После того как из контура будет стравлен газ, начинается заполнение малого контура через краны 1, 6 и 36Д. При заполнении малого контура происходит вывод ГПА на начальный режим работы. При достижении ГПА заданных параметров газ выводится на большой контур, проходя при этом через краны 1 и 2, блок АВО, кран 36, кран



Рисунок 1.2-Технологическая схема КС-18 до реконструкции 36р, блок пылеуловителей, всасывающий коллектор ГПА.

После достижения давления газа в большом контуре равного давлению в магистрали, открывают краны 8А и 8, перекрывается кран 20. Станция начинает работать на магистраль , с последующим увеличением давления до заданного. Возможно также прохождение газа мимо КЦ без компримирования.

При этом краны 7, 8А и 8 закрыты, а краны19, 20, 21 - открыты. Для диагностики и очистки магистрального газопровода в КЦ на узле подключения установлены камеры приема и запуска диагностических, очистных поршней (КПП и КЗП). КПП и КЗП оборудованы системой байпасов диаметр 1000мм, а которая служит для запуска или приема поршней. В качестве топливного и пускового газа компрессорных агрегатов используется транспортируемый газ после специального блока редуцирования (БТПГ для агрегатов ГТК - 10 - 4 и УПГ для агрегатов ГПА 16Р «Уфа»). Отбор газа в блок редуцирования в зависимости от периода эксплуатации производится из одной из ниже перечисленных точек:

- всасывающего шлейфа до 7-х кранов - кран №1т;

- всасывающего коллектора после пылеуловителей - кран №2т;

- нагнетательного коллектора перед АВО газа - кран №3т;

- нагнетательного шлейфа после 8-х кранов - кран №4т.

Для первоначального запуска ГПА отбор газа производится из магистрального газопровода трубопроводом D 150мм. До БТПГ газ проходит через сепараторы высокого давления, после БТПГ - через сепараторы низкого давления и далее направляется в коллектор топливного газа. Пусковой газ после БТПГ с давлением Р-1,5 МПа и после УПГ с давлением Р-0,6 МПа направляется в коллектор пускового газа.

2.1.4 Расчет расхода топливного газа при эксплуатации компрессорного цеха КС-18

2.1.4.1 Расчет расхода топливного газа при эксплуатации ГТК-10-4 до реконструкции

Характеристика газоперекачивающего агрегата ГТК-10-4 необходимая для расчета приведена в таблице 1.4.[3]

Таблица 1.4 - Характеристика газоперекачивающего агрегата ГТК-10-4

Наименование параметра	Обозначение	Величина
1	2	3
Номинальная мощность, кВт	Nе0	10000
Давление газа на входе в нагнетатель, МПа	P1	5,32
Давление газа на выходе из нагнетателя, МПа	P2	7,45
Температура газа на входе в нагнетатель, ?К	Т1	288,15
Температура газа на выходе из нагнетателя, ?К	Т2	318,15
Номинальная частота вращения силового вала ГПА, об/мин	nн	4800
Температура воздуха на входе в осевой компрессор,? К	Твх	283,15
Давление воздуха на входе в осевой компрессор, МПа	Pвх	0,1
Низшая теплота сгорания топливного газа, кДж/м3	Qнр	33500
Газовая постоянная, Дж/кг *?К	R	506,9
Механические потери в редукторе и подшипниках нагнетателя при номинал ной загрузке, кВт	?Nмех	100
Эффективный коэффициент полезного действия на валу силовой турбины двигателя (учитывая длительный срок эксплуатации), %		20

Коммерческая производительность КС, млн. м³/сут Состав газа Уренгойского месторождения представлен в таблице 1.5.

Таблица 1.5 - состав газа Уренгойского месторождения[4]

Компоненты газа	Содержание в %	Молярная масса г/кмол	Критичес-кий параметр Ткр, К	Критиче-ский параметр Ркр, МПа	Плотность газовых компонентов при нормалных условиях	Плотность газовых компонентов при стандартных условиях
1	2	3	4	5	6	7
Метан СН	98,8	16,04	190,68	4,52	0,717	0,669
Этан СН	0,070	30,07	305,75	4,88	1,356	1,264
Пентан С5Н12	0,01	72,15	460,90	3,29	3,457	3,228
Двуокись углерода СО	0,290	64,07	304,26	7,28	1,9768	1,8423
Азот Н	0,980	28,02	126,26	3,45	1,2505	1,1651
Воздух	0,729	28,96	132,65	3,777	1,2928	1,2050

Расчет режима работы КС[5]

Определяем молярную массу природного газа по правилу аддитивности, кг/моль

(1.1)

где - объемная доля компонентов газа;

- молярная масса компонентов газа.

Определяем газовую постоянную природного газа, Дж/кг·К

, (1.2)

где - универсал ная газовая постоянная,

,

Определяем псевдокритические параметры T_kpi и P_крi

(1.3)

(1.4)

где T_kpi и P_крi - критические параметры температуры и давления компонентов природного газа.1

Определяем плотность газа при нормал ных и стандартных условиях при Т=273,15 К, Р=0,1013 МПа

(1.5)

где 22,41 - объем 1 киломоля газа при нормальных условиях, м/ моль,

при Т=293,15 К и Р=01013 МПа

(1.6)

где и - соответственно объемная доля и плотность компонентов природного газа при стандартных условиях. Определяем относительную плотность газа, т.е. отношение плотности газа к плотности воздуха при нормальных и стандартных условиях

(1.7)

(1.8)

Определяем приведенные параметры температуры и давления газа, отнесенные к условиям всасывания

(1.9)

(1.10)

где

Определяем коэффициент сжимаемости газа, отнесенный к условиям всасывания, коэффициент сжимаемости природных газов при давлениях до 15 МПа и температурах 250-400?К, Z, вычисляют по формуле

(1.11)

где

(1.12)

(1.13)

Определяем плотность газа, отнесенные к условиям всасывания

 (1.14)

Определяем число групп работающих агрегатов:

(1.15)

1-ая группа: 1-ый и 2-ой нагнетатель, 2-ая группа: 3-ий и 4-ый нагнетатель, 3 группа 5 -ый и 6 - ой нагнетатель.

(1.16)

Определяем производительность ЦБН при условиях всасывания

(1.17)

Задаемся тремя значениями оборотов ротора ЦБН в диапазоне возможных частот вращения и определяем и

Определяем по следующей формуле (1.18)

Определяем по следующей формуле

(1.19)

Полученные точки наносим на приведенную характеристику ВНИИГаза (рисунок 1.3) и соединяем линией (плавная кривая).[6]

Определяем степен повышения давления КС и групп ЦБН

(1.20)

Принимая, что группы нагнетателей загружены равномерно

(1.21)

Определяем степен повышения давления, начал ное и конечное давления и температуры газа

(1.22)

Потери давления на всасывании 2-ого нагнетателя равны

(1.23)

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Температура на всасывании 1-ого нагнетателя

Т_к определяется по следующей формуле

(1.24)

где к - показатель адиабаты природного газа, к=1,31,

- политропный КПД, определяется по приведенной характеристике ВНИИГаза для каждого нагнетателя.

Определяем приведенные давления и температуру газа при условиях всасывания по формулам 1.9 и 1.10

Определяем коэффициент сжимаемости газа при условиях всасывания по формуле 1.12

где

где

Определяем плотность газа при условиях всасывания по формуле 1.14

По приведенной характеристике ВНИИГаза определяем [11]

Рисунок 1.3 - Приведенная характеристика ЦН 370-18-1

z_пр=0,888, R_пр=503,16 Дж/кг К, Т_пр=288,15К

По приведенной характеристике нагнетателя находим приведенную внутреннюю мощность =203 кВт м³/кг и приведенную объемную производительность нагнетателя Q_пр=282 м³/мин.

Определим частоту вращения силового вала ГТК - 10- 4 по формуле 1.18

об/мин.

Определяем внутреннюю мощность, потребляемую нагнетателем

(1.25)

Для первого нагнетателя

Для второго нагнетателя

Определяем мощность на муфте

(1.26)

где N_мех - потери мощности (определяются по паспортным данным ГПА), N_мех=100 кВт.

Для первого нагнетателя

Для второго нагнетателя

Определяем располагаемую мощность ГТУ

кВт (1.27)

где - Номинальная мощность ГТУ 10000 кВт;

K_N - коэффициент технического состояния ГТУ =0,95;

К_t - коэффициент, учитывающий влияние температуры атмосферного воздуха =0,851;

К_y - коэффициент, учитывающий наличие утилизатора тепла К_у=1;

- коэффициент, учитывающий влияние высоты над уровнем моря К_Ра = 0,965;

- коэффициент влияния относительной скорости вращения ротора силовой турбины; обычно учитывается в составе коэффициента K_N, т.е. принимается равным = 1,0.

Учет влияния температур атмосферного воздуха производят в соответствии с технической документацией конкретного типоразмера ГТУ формула 1.28

(1.28)

где Т_а - расчетная температура атмосферного воздуха на входе ГТУ, К;

k_t - коэффициент, величины которого для некоторых типов ГТУ, для оценочных расчетов рекомендуется принимать k_t =3,0.

Расчетная температура атмосферного воздуха на входе ГТУ определяется по формуле (1.29)

(1.29)

где - средняя температура атмосферного воздуха расчетного календарного периода, ?К принимаем 298?К. [7]

Для ГТК-10-4 при > значение принимается равным .

Определяем расход топливного газа по ГТУ по формуле 1.30 [8]

(1.30)

Расход топливного газа для одного ГТК-10-4 составил 3945,89 м³/ч, для цеха при полной загрузке всех агрегатов

.

2.1.4.2 Расчет расхода топливного газа при эксплуатации ГПА 16Р-«Уфа» после реконструкции

Характеристика газоперекачивающего агрегата ГПА 16Р - «Уфа» необходимая для расчета приведена в таблице 1.6.[8]

Таблица 1.6 - Характеристика газоперекачивающего агрегата ГПА 16Р «Уфа»

Наименование параметра	Обозначение	Величина
Номинальная мощность, кВт	Nе0	16000
Давление газа на входе в нагнетатель, МПа	P1	5,32
Давление газа на выходе из нагнетателя, МПа	P2	7,45
Температура газа на входе в нагнетатель, ?К	Т1	288,15
Температура газа на выходе из нагнетателя, ?К	Т2	318,15
Номинальная частота вращения силового вала ГПА, об/мин	nн	5300
Температура воздуха на входе в осевой компрессор, ?К	Твх	283,15
Давление воздуха на входе в осевой компрессор, МПа	Pвх	0,1
Низшая теплота сгорания топливного газа, кДж/м3	Qнр	33500
Газовая постоянная, Дж/кг ·?К	R	506,9
Механические потери в редукторе и подшипниках нагнетателя при номинал ной загрузке, кВт	?Nмех	250
Эффективный коэффициент полезного действия (КПД) на валу силовой турбины двигателя, %		35,5

Определяем число групп работающих агрегатов

(1.15)

Берем 3 единицы ГПА-16Р- «Уфа» в работе и 1 в резерве

(1.16)

Определим производительность нагнетателя при условиях всасывания по формуле (1.17)

.

На приведенной характеристике нагнетателя построим кривую (рисунок 1.4) зависимости значений Q_пр от частоты вращения силового вала ГПА при соответствующих значениях по результатам расчета, приведенного в таблице 1.7. [9]

 Таблица 1.7 - Расчет значений Q_прi и в зависимости от n_i

Частота вращения силового вала ГПА ni, об/мин	Приведенная относительная частота вращения силового вала	Приведенная объемная производительность нагнетателя Qпрi, м3/мин
4000
5000
5500

Определим требуемую степень повышения давления по формуле (1.17)

.

Значения расчетных величин T_ПР =288К; R_ПР=518 Дж/(кгК); Z_ПР=0,901; n_Н=5300 об/мин.



Рисунок 1.4 - Приведенная характеристика СПЧ 235-1,4/76-16/5300 АЛ 31

z_пр=0,888, R_пр=503,16 Дж/кг К, Т_пр=288,15К

По приведенной характеристике нагнетателя находим приведенную внутреннюю мощность =228 кВт м³/кг и приведенную объемную производительность нагнетателя Q_пр=410 м³/мин.

Определим частоту вращения силового вала ГПА по формуле (1.18)

.

Определим внутреннюю мощность, потребляемую нагнетателем по формуле (1.25)

.

Определяем мощность на муфте по формуле (1.26)

где - потери мощности (определяются по паспортным данным ГПА), =250 кВт.

Определяем располагаемую мощность ГТУ по формуле (1.27)

кВт

где - Номинальная мощность ГТУ 16000 кВт;

K_N - коэффициент технического состояния ГТУ =0,95;

К_t - коэффициент, учитывающий влияние температуры атмосферного воздуха =0,851;

К_y - коэффициент, учитывающий наличие утилизатора тепла К_у=1;

- коэффициент, учитывающий влияние высоты над уровнем моря К_Ра = 0,965;

- коэффициент влияния относительной скорости вращения ротора силовой турбины; обычно учитывается в составе коэффициента K_N, т.е. принимается равным = 1,0.

Для ГПА-16Р «Уфа» при > значение принимается равным

Определяем расход топливного газа по ГТУ по формуле 1.30

Расход топливного газа компрессорного цеха при полной его загрузке (в работе 3 агрегата) составит

.

Расход топливного газа для АЛ 31-СТ составляет 4734,45 м³/ч

Расчеты расхода топливного газа при эксплуатации компрессорного цеха показали, что при работе газоперекачивающих агрегатов ГТК-10-4 расход 23675,34 м³/ч, а при эксплуатации ГПА-16Р «Уфа» 14230,37, что на м³/ч бол ше, чем при работе газоперекачивающих агрегатов ГПА-16Р «Уфа».

2.1.4.3 Оценка технического состояния центробежного нагнетателя помКПД

Используя данные по нагнетателям из предыдущего расчета, оценим их техническое состояние. Сначала оценим состояние нагнетателя ЦН-370-18-1 до реконструкции

Определим потенциальную функцию для метана по формуле (1.31)

;

Определим потенциальную функцию для газа по формуле (1.32)

;

.

Определим среднее значение потенциал ной функции для газа

. (1.33)

Определим приведенную потенциальную работу сжатия

. (1.34)

где (Pх)_m - среднее значение потенциал ной функции (Pх) для газа;

е - степен повышения давления газа;

n_н- Номинальная частота вращения вала нагнетателя;

n - частота вращения вала нагнетателя;

Приведенная разность энтальпии природного газа определяется по формуле

. (1.35)

Политропный КПД процесса сжатия (1.36)

.

где w_пр - приведенная потенциальная работа сжатия;

?h_пр - приведенная разность энтальпии природного газа;

Паспортный политропный КПД нагнетателя при принятых исходных данных составляет величину 0,82.[10] Следовательно, коэффициент технического состояния нагнетателя по КПД

. (1.37)

где з_пол - относительный политропный КПД нагнетателя;

з_{пол. пасп} - паспортный политропный КПД нагнетателя;

Для нагнетателя ЦН 370-18-1, значение которого намного ниже паспортного.

Теперь рассчитаем коэффициент технического состояния нового нагнетателя СПЧ 235 1.4/76-16/5300 АЛ 31 после реконструкции. Так как транспортируемый газ одинакового состава то значение потенциал ной функции, средней теплоемкости и разности энтальпии для газа не изменится.

Определим приведенную потенциальную работу сжатия по формуле (1.34)

.

Определим среднюю изобарную теплоемкость газа

 (1.38)

где t_m - средняя температура в процессе сжатия;

r - содержание метана в газе;

Р₁ - давление на входе в нагнетатель;

Определим среднее значение комплекса (1.36)

где Р_m - среднее давление в процессе сжатия;

t₂ - температура газа на выходе из нагнетателя;

Разность энтальпии природного газа

.(1.39)

где ?t и ?Р - Разность температуры и давления на выходе и входе нагнетателя соответственно;

С_рm - средняя изобарная теплоемкость газа;

(С_рD_h)_m -среднее значение комплекса в состав которого входит теплоемкость и коэффициент Джоуля -Томпсона;

Приведенная Разность энтальпии природного газа определяется по формуле (1.36)

.

Политропный КПД процесса сжатия (1.36)

.

Паспортный политропный КПД нагнетателя при принятых исходных данных составляет величину 0,83. Следовательно, коэффициент технического состояния нагнетателя по КПД по формуле (1.37)

.

Для 235СПЧ1,4/76-5300сАЛ-31, значение является допустимым.

По расчетам видно, что техническое состояние у нового нагнетателя 235СПЧ1,4/76-5300сАЛ-31 составил 0,966 по паспорту составляет 0,83. Для нагнетателя ЦН 370-18-1 оценка технического состояния составляет 0,51, а паспортное значение 0,83. Замена нагнетателя целесообразна. Исходя из расчетных данных видим, что реконструкция необходима и экономически эффективна.

3. Технологический раздел

3.1 Классификация газопроводов

Магистральным газопроводом называется трубопровод, предназначенный для транспортировки газа из района добычи или производства в район его потребления, или трубопровод, соединяющий отдельные газовые месторождения. Ответвлением от магистрального газопровода называется трубопровод, присоединенный непосредственно к магистраль ному и предназначенный для отвода части транспортируемого газа к отдельным населенным пунктам и промышленным предприятиям.

Магистральные газопроводы в соответствии со СНиП 2.05.06-85, в зависимости от рабочего давления, подразделяются на два класса: I - 2,5-10 МПа; II - 1,2-2,5 МПа.

Пропускная способность действующих однониточных магистральных газопроводов зависит от их диаметра и составляет 10-50 млрд.мі газа в год.

Прокладку трубопроводов можно осуществлять одиночно и параллельно действующим или проектируемым магистральным трубопроводам - в техническом коридоре, под которым согласно СНиП 2.05.06-85 понимают систему параллельно проложенных трубопроводов по одной трассе, предназначенных для транспортировки газа и нефтепродуктов. В отдельных случаях допускается совместная прокладка в одном техническом коридоре нефтепроводов и газопроводов.

3.2 Требования к эксплуатации газопроводов

3.2.1. Трубы и соединительные детали, применяемые для магистральных газопроводов и газопроводов технологической обвязки КС, ПХГ, ГРС (газопроводы технологического, топливного, пускового и импульсного газа), а также для аварийного запаса, должны отвечать требованиям государственных стандартов, технических условий. Инструкции по применению труб в газовой и нефтяной промышленности, СНиП 2.05.06-85* «Магистральные трубопроводы» и других нормативных документов, утвержденных в установленном порядке.

3.2.2. Применение труб и соединительных деталей, не имеющих заводских сертификатов и паспортов, подтверждающих их соответствие требованиям стандартов, КАТЕГОРИЧЕСКИ ЗАПРЕЩАЕТСЯ.

3.2.3. Техническое обслуживание и ремонт магистральных газопроводов и газопроводов технологической обвязки КС, ПХГ, ГРС, ГИС должны выполняться соответствующими службами по плану-графику, согласованному со сроками ремонта другого технологического оборудования и утверждаемому Предприятием или его подразделениями.

3.2.4. Периодически должен осуществляться контроль крепления газопроводов (фундаментов, опор, подвесок, хомутов и т.п.), а также вибраций и толщин стенок газопроводов неразрушающими методами в местах, наиболее подверженных эрозионному и коррозионному износу.

Периодичность, порядок и объемы контроля определяются Предприятием или его подразделениями.

3.2.5. Сварочно-монтажные работы на действующих или подвергающихся капитал ному ремонту газопроводах должны выполнят ся в соответствии с требованиями действующих нормативных документов и Типовой инструкции по безопасному ведению огневых работ на газовых объектах Мингазпрома.

3.2.6. Подключения к действующим газопроводам (монтаж отводов и перемычек) должны выполнят ся по техническим условиям Предприятия и в соответствии с проектом. Конструктивные размеры узла врезки трубы (диаметр, толщина стенки, марка стали) должны соответствовать проекту и действующим нормативным документам. Разработка проектов без технических условий на подключение запрещается.

3.2.7. Допускается подключение отводов к действующим газопроводам безогневым способом (врезка под давлением) по технологии и технической документации, разработанной ВНИИгазом в соответствии с РД 51-00158623-09-95.

3.2.8. При выявлении в процессе эксплуатации нарушений изоляционных покрытий и недопустимых коррозионных повреждений подземных газопроводов, линейной части, технологической обвязки КС с участками газопроводов до охранных кранов, ГРС и ПХГ, с учетом их технического состояния, необходимо выполнит капитальный ремонт или провести переиспытание по графику, составленному

Предприятием, в зависимости от конкретных условий эксплуатации.

3.2.9. Работы по ликвидации кристаллогидратных пробок должны выполняться в соответствии с инструкцией, составленной Предприятием, а также Инструкцией о порядке получения от поставщиков, перевозки, хранения, отпуска и применения метанола на объектах газовой промышленности.

3.3 Обоснование необходимости реконструкции газовых трубопроводов

природный газ распределительный трубопровод

При подземной прокладке стальные трубопроводы подвергаются почвенной коррозии. В грунтах почти всегда содержатся соли, кислоты, щелочи и органические вещества, которые вредно воздействуют на стенки стальных труб. В некоторых случаях такая коррозия может вызвать очень быстрое появление сквозных свищей в металле трубы и этим вывести трубопровод из строя, такие разрушения особенно часто происходят в трубопроводах без достаточной защиты от коррозии.

Защита подземных трубопроводов от почвенной коррозии может быт активной и пассивной. К активным средствам защиты от наружной коррозии относятся электрические методы, катодная и протекторная защита. При пассивной защите на наружную поверхность трубопроводов наносят покрытия и изоляцию, при активной - устраняют причины, вызывающие коррозию.

Продлит срок службы трубопроводов можно, применяя следующие способы защиты:

- изоляцию поверхности металла изделий от агрессивной среды (пассивная защита), т.е. нанесение на поверхность металла слоя химически инертного вещества с высокими диэлектрическими свойствами;

- воздействие на металл с цел ю повышения его коррозионной устойчивости, т.е. обработка его окислителями, вследствие чего на его поверхности образуется пленка из продуктов коррозии, например, травление стали персульфатом аммония, при этом на поверхности стали образуется продукт коррозии - магнетит, что увеличивает сопротивление высокопрочных сталей коррозионному растрескиванию (в щелочных средах);

- нанесение на металл конструкции из малостойкого металлического тонкого слоя другого металла, которое обладает мен шей скоростью коррозии в данной среде, например, горячее алюминирование, оцинкование, хромирование;

- воздействие на окружающую среду с цел ю снижения ее агрессивности, т.е. введение в среду ингибитора (замедлителей коррозии). К этому способу можно отнести очистку воздуха от примесей и осушку его, обработку почвы ядохимикатами, снижают интенсивность жизнедеятельности микроорганизмов, что уменьшает опасность биокоррозии и т.д.

- активная защита, которая включает следующие методы: катодную поляризацию металлической конструкции за счет сообщения отрицательного потенциала от источника постоянного тока; катодную поляризацию, вызванную контактом изделия с металлом, обладающим более отрицательным электродным потенциалом.

3.4 Проблемы эксплуатации и необходимость реконструкции трубопровода

Трубопроводы и оборудование в процессе эксплуатации подвергается процессу коррозии. Под коррозией металла понимают процесс самопроизвольного окисления, приводящий к разрушению металла под действием окружающей среды. Коррозия металла труб происходит как снаружи под воздействием почвенного электролита (в почве всегда находится влага и растворенные в ней соли), так и внутри, вследствие примесей влаги, сероводорода и солей, содержащихся в транспортируемом углеводородном сыр е. Коррозия металлических сооружений наносит большой материальный и экономический ущерб. Она приводит к преждевременному износу агрегатов, установок, линейной части трубопроводов, сокращает межремонтные сроки оборудования, вызывает дополнительные потери транспортируемого продукта. Коррозия в зависимости от механизма реакций, протекающих на поверхности металла подразделяются на химическую и электрохимическую.

Химическая представляет собой процесс разрушения металла при взаимодействии с сухими газами (газовая коррозия) или жидкими неэлектролитами по законам химических реакций и не сопровождается возникновением электрического тока. Продукты коррозии в этом случае образуются непосредственно на всем участке контакта металла с агрессивной средой.

Электрохимическая коррозия является гетерогенной электрохимической реакцией. Она подразделяется на коррозию в электролитах, почвенную, электрокоррозию, атмосферную, биокоррозию, контактную. Во всех случаях окисление металлов происходит за счет возникновения электрического тока, протекают анодные и катодные процессы на различных участках поверхности и продукты коррозии образуются на анодных участках.

3.5 Технология реконструкции газового участка

Реконструкция - это комплекс технических мероприятий, направленных на полное или частичное восстановление линейной части эксплуатируемого газопровода до проектных характеристик с учетом требований действующих нормативных документов. Реконструкция должна производится после устранения выявленных в результате диагностики опасных дефектов. Потенциал но опасные дефекты устраняются в процессе капитального ремонта. Технологию проведения работ подразделяют на следующие виды: с заменой труб; с заменой изоляционного покрытия; выборочный ремонт.

Реконструкция с заменой труб заключается в полной замене дефектного участка трубопровода новыми. Технологические операции путем укладки в совмещенную траншею вновь прокладываемого трубопровода рядом с заменяемым с последующим демонтажем последнего выполняется в два этапа.

На первом этапе работы выполняются в следующей последовательности:

- уточнение положения трубопровода;

- снятие плодородного слоя почвы, перемещение его во временный отвал;

- разработка совмещенной траншеи;

- планировка отвала грунта со стороны движения ремонтно-строительной колонны;

- сварка одиночных труб в секции на трубосварочной базе;

- вывоз секций труб на трассу и раскладки их на бровке траншеи;

- сварка секций труб в нитку;

- очистка, нанесение изоляционного покрытия;

- укладка трубопровода в траншею;

- частичная засыпка уложенного трубопровода грунтом;

- очистка внутренней полости трубопровода;

- испытание на прочность и герметичность ;

- подключение электрохимзащиты;

- отключение заменяемого и подключение нового участка к действующему газопроводу.

На втором этапе выполняются следующие виды работ:

- опорожнение, промывка заменяемого трубопровода;

- подъем, очистка от старого изоляционного покрытия и укладка трубопровода на бровку траншеи;

- резка трубопровода на части;

- транспортирование труб к месту складирования;

- засыпка траншеи минеральным грунтом;

- техническая рекультивация плодородного слоя почвы.

Реконструкция с заменой изоляционного покрытия заключается в полной замене изоляционного покрытия с восстановлением (при необходимости) несущей способности стенки трубопровода.

Технологические операции выполняются в следующей последовательности:

- уточнение положения трубопровода;

- снятие плодородного слоя почвы, перемещение его во временный отвал и планировка ремонтной полосы в зоне движения РСК;

- разработка траншеи до нижней образующей трубопровода;

- предварительный осмотр технического состояния трубопровода, определение мест расположения дефектов, обнаруженных ВИС и другими методами, и ремонт их при необходимости;

- подъем трубопровода;

- очистка трубопровода от старого изоляционного покрытия;

- нанесение нового изоляционного покрытия;

- укладка трубопровода на дно траншеи;

- присыпка трубопровода и засыпка траншеи минеральным грунтом;

- техническая рекультивация плодородного слоя почвы.

Выборочный ремонт - это ремонт участков трубопроводов с опасными дефектами стенки, выявленными при обследовании внутритрубными инспекционными снарядами (ВИС), а также ремонт сложных участков (мест пересечений с наземными и подземными коммуникациями и участков, примыкающих к узлам линейной арматуры). Технологические операции при выполнении ремонта производятся в следующей последовательности:

- уточнение положения трубопровода;

- уточнение границ ремонтируемого участка;

- снятие плодородного слоя почвы, перемещение его во временный отвал;

- вскрытие трубопровода с разработкой траншеи ниже нижней образующей трубы;

- разработка грунта под трубопроводом (с грунтовыми опорами или без них);

- очистка трубопровода от старого изоляционного покрытия;

- визуальный осмотр дефектного участка трубопровода, при необходимости дополнительный контроль физическими методами;

- выполнение работ по ремонту дефектных мест (восстановление или усиление стенки трубы, монтаж муфт кроме замены «катушки» трубы);

- нанесение изоляционного покрытия и контроль его качества;

- присыпка с подбивкой грунта под трубопровод и засыпка траншеи;

- техническая плодородного слоя почвы.

3.6 Новая техника, новые технологии

В настоящее время взамен стал ным газопроводам пришли трубопроводы из пластмассовых труб. Они изготавливаются из полиэтилена, полипропилена, поливинилхлорида. В соответствии с СН 550-92 «Инструкция по проектированию технологических трубопроводов из пластмассовых труб» их применяют для транспортировки веществ, к которым материал труб химически стоек или относител но стоек, и классифицируют по категориям и их группам, установленным для стал ных трубопроводов.

На КС-18 агрегаты ГТК-10-4 за 29 лет эксплуатации наработали более 130000 часов. Из-за большой наработки произошел износ проточной части, и осевой компрессор не создаёт нужного давления воздуха. Если на новом агрегате по паспортным данным воздух за осевым компрессором сжимался до давления более чем 0,4 МПа, то теперь даже после ремонта осевой компрессор создает тол ко 0,25…0,МПа. Также большие потери воздуха происходят и в регенераторах, которые отработали более 29 лет. Из-за того, что осевой компрессор не обеспечивает давления, то и мощность турбоагрегата падает до 6,8-8 тыс. кВт вместо 10 тыс. кВт, а отсюда и повышенный расход топливного газа, повышенные вредные выбросы в отработанном газе, расход масла, да и все оборудование морально и физически устарело.[11] Заводом изготовителем нагнетателей ЦН 370-18-1 установлен срок эксплуатации 100000 часов, а на КС-18 все нагнетатели отработали уже более 130000 часов (данные приведены вчтаблицес1.8).[12] В комплект поставки газоперекачивающего агрегата входит:

- газовая турбина на раме с кожухом;

- сменная проточная част (СПЧ) нагнетателя;

- комплексная воздухоочистител ная установка с воздухозаборным кожухом и воздуховодом;

- выхлопной короб;

- блоки фильтров топливного и пускового газа;

- система охлаждения двигателя и трансмиссии (вентиляторы воздушного охлаждения, подводящие и отводящие воздуховоды);

- система углекислотного пожаротушения;

- система маслоснабжения ГТУ и нагнетателя (маслобаки ГТУ и нагнетателя, блок насосов, фильтров, обвязочные трубопроводы);

- блок автоматики.

Установка систем и сборочных единиц газоперекачивающего агрегата производится непосредственно на компрессорной станции на существующие фундаменты от демонтируемого агрегата ГТК-10-4.[13] Для привода нагнетателя используется газотурбинная установка, в состав которой входят двигатель АЛ-31СТ авиационного типа, работающий на перекачиваемом природном газе и преобразующий энергию газа с помощьью силовой турбины в мощность на выходном валу. Для агрегата разработан нагнетатель со сменной проточнойччаст юстипас235СПЧ1,4/76-5300сАЛ-31. Кроме проведения замены газоперекачивающего агрегата, реконструкция предусматривает строительствоновых сооружений в составе:

- установки подготовки газа;

- склада ГСМ;

- насосной склада ГСМ с пунктом регенерации масел;

- компрессорной сжатого воздуха.

Так же необходимо выполнит следующие работы на компрессорной станции:

- доработка станционной системы снабжения топливным и пусковым газом;

- доработка станционной системы снабжения маслом;

- доработка систем автоматического пожаротушения;

- доработка крановой обвязки нагнетателя с учетом защиты от помпажа;

- замена электросиловых кабелей;

- реконструкция отопления, вентиляции, канализации и теплосетей;

- создание распределенной комп ютерной сети;

Сравнительный анализ технических показателей существующих и перспективных ГПА представлен в таблице 1.8. Приводится сравнение двух агрегатов ГТК-10-4 и ГПА-16Р «Уфа».

Сравнительный анализ технических показателей работающих ГПА представлен в таблице 1.9.

По этим двум таблицам видно, что ГПА-16Р-Уфа превосходит старый агрегат ГТК-10-4 по самым важным для перекачки газа параметрам, показывая больший КПД, высокую мощность и степен сжатия, а также экономичность в работе.

Таблица 1.8 - Сравнительный анализ технических показателей существующих и перспективных ГПА

Подобные документы

• Проект реконструкции моторного участка в условиях ООО "Автоэкспресс"

  Обоснование необходимости проведения реконструкции производственного участка СТО "Автосервис". Расчет численности рабочих, площади моторного участка. Организация технологического процесса. Мероприятия по технике безопасности; себестоимость реконструкции.
  
  дипломная работа [52,7 K], добавлен 14.05.2012
  

• Классификация и ремонт магистральных газопроводов, особенности эксплуатации

  Назначение и классификация магистральных газопроводов, категории и виды трубопроводов. Состав сооружений магистрального газопровода. Виды дефектов трубопровода, проведение дефектоскопии. Характеристика факторов техногенного воздействия при эксплуатации.
  
  курсовая работа [4,0 M], добавлен 26.05.2009
  

• Разработка технологии сооружения поселковых газопроводов из полиэтиленовых труб на давление p = 0,003 МПа, диаметр 110 мм, глубина заложения 1,5 м, трубопроводы подвода газа к дому диметром 25 мм (28 домов)

  Классификация городских газопроводов. Схемы и описание работы городских многоступенчатых систем газоснабжения. Расчет газопровода на прочность и устойчивость. Технология укладки газопроводов из полиэтиленовых труб. Контроль качества сварных соединений.
  
  курсовая работа [1,6 M], добавлен 19.08.2010
  

• Газоснабжение района города

  Определение плотности и теплоты сгорания природного газа. Определение годового и расчётного часового расхода газа районом. Расчёт и подбор сетевого газораспределительного пункта, газопровода низкого давления для микрорайона и внутридомового газопровода.
  
  курсовая работа [2,8 M], добавлен 27.12.2009
  

• Безопасность систем газоснабжения

  Определение надежности линейной (трубопроводной) части газораспределительных систем, их основных элементов и узлов. Проектирование распределительных газовых сетей. Построение кольцевых, тупиковых и смешанных газопроводов, принципы их расположения.
  
  контрольная работа [232,9 K], добавлен 24.09.2015
  

• Восстановительные и ремонтные работы на газопроводе

  Принципы организации капитального ремонта магистральных трубопроводов. Различные способы очистки наружной поверхности труб. Технические средства выборочного ремонта газопровода. Особенности применения муфты и манжета для реконструкции магистрали.
  
  курсовая работа [1,2 M], добавлен 12.05.2012
  

• Сооружение участка магистрального газопровода с разработкой очистки полости и испытания

  Общая 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 02.09.2010
  

• Проект распределительной сети низкого давления микрорайона Зашекснинский в городе Череповце

  Определение плотности и теплоты сгорания природного газа. Расчет годового и расчетного часового расхода газа районом города. Подбор и обоснование сетевого оборудования, условия его эксплуатации. Оценка применения полиэтиленовых труб в газоснабжении.
  
  дипломная работа [1,9 M], добавлен 10.07.2017
  

• Повышение эффективности вдувания природного газа в доменные печи

  Использование природного газа в доменном производстве, его роль в доменной плавке, резервы снижения расхода кокса. Направления совершенствования технологии использования природного газа. Расчет доменной шихты с предварительным изменением качества сырья.
  
  курсовая работа [705,8 K], добавлен 17.08.2014
  

• Классификация газогорелочных устройств

  Анализ газовых горелок: классификация, подача газа и воздуха к фронту горения газа, смесеобразование, стабилизация фронта воспламенения, обеспечение интенсивности горения газа. Применения систем частичной или комплексной автоматизации сжигания газа.
  
  реферат [1,2 M], добавлен 23.12.2011
  

• Газоснабжение района города

  Характеристика города и потребителей газа. Определение количества жителей в кварталах и тепловых нагрузок. Гидравлический расчет газопроводов среднего и высокого давления. Расчет квартальной сети и внутридомовых газопроводов. Подбор оборудования ГРП.
  
  курсовая работа [308,5 K], добавлен 13.02.2016
  

• Разработка, расчет и энерго-экономическое сравнение вариантов систем очистки и утилизации газовых выбросов

  Система термической очистки газовых выбросов при использовании в качестве топлива природного газа. Обоснование и выбор системы очистки с энергосберегающим эффектом. Разработка и расчет традиционной системы каталитической очистки от горючих выбросов.
  
  курсовая работа [852,0 K], добавлен 23.06.2015
  

• Проект газоснабжения д. Дудинское

  Определение плотности и теплоты сгорания природного газа. Потребление газа на отопление и вентиляцию. Гидравлический расчет газопровода низкого давления. Методика расчета внутридомовой сети газоснабжения. Технико-экономическая эффективность автоматизации.
  
  дипломная работа [184,0 K], добавлен 15.02.2017
  

• Расчет газопровода высокого давления

  Годовое 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 15.12.2010
  

• Эксплуатация газопроводов и оборудования микрорайона с котельной и детальная разработка защиты газопроводов от электрохимической коррозии

  Схема газификации жилого микрорайона. Эксплуатация подземных и надземных газопроводов, газифицированных котельных. Расчёт поверхности трубопроводов, расположенных на территории микрорайона. Условия эксплуатации установок электрохимической защиты.
  
  курсовая работа [53,7 K], добавлен 28.01.2010
  

• 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
  

• Организация эксплуатации газового хозяйства г. Новороссийска

  Группа предприятий газового хозяйства, организация их эксплуатации в Новороссийске: режим работы систем газораспределения, техническое обслуживание подземных газопроводов, отопительных газовых приборов с водяным контуром. Определение себестоимости работ.
  
  курсовая работа [2,2 M], добавлен 19.05.2011
  

• Расчет трубопроводов и балластных судовых насосов

  Инженерные расчеты трубопроводов разных диаметров, балластных насосов разных типов, применяющихся на судах. Классификация судовых систем, перспективы их развития. Составные части систем. Основные требования к балластной системе. Требования МАРПОЛ 73/78.
  
  курсовая работа [577,1 K], добавлен 10.12.2013
  

• Газификация микрорайона Восточный

  Характеристика объекта газоснабжения. Определения расчетных расходов газа: расчет тупиковых разветвленных газовых сетей среднего и высокого давления методом оптимальных диаметров. Выбор типа ГРП и его оборудования. Испытания газопроводов низкого давления.
  
  курсовая работа [483,6 K], добавлен 21.06.2010
  

• Очистка газа от пыли и механических примесей

  Сведения об очистке природного газа. Применение пылеуловителей, сепараторов коалесцентных, "газ-жидкость", электростатического осаждения, центробежных и масляных скрубберов. Универсальная схема установки низкотемпературной сепарации природного газа.
  
  реферат [531,8 K], добавлен 27.11.2009
  

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

Наименование технического показателя	ГПА-10-4	ГПА-16Р «Уфа»
1	2	3
ГТУ
Базовая Номинальная мощность двигателя ГТУ в стационарных условиях, МВт.	10	16
Эффективный КПД в стационарных условиях, %	28	35
Давление топливного газа, МПа.	1,5	3,0
Расход топливного газа на номинал ном режиме, м3/ч.	3600	4760
Удельный расход топливного газа, м3/кВт•ч.	0,36	0,297
Давление пускового газа, МПа	1,5	0,5