Проектирование магистрального газопровода

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

Исходные данные

1. Определение расчетных характеристик газа

2. Выбор газоперекачивающего оборудования КС

3. Механический расчет газопровода

4. Определение расстояния между КС

5. Уточненный тепловой и гидравлический расчет

6. Расчет режима работы КС

7. Расчет расхода топливного газа

8. Определение оптимальных параметров МГ

9. Расчёт конечного участка

10. Оборудование КС

11. Описание технологической схемы

Список использованной литературы



Введение

Основным топливом в системе газоснабжения является природный газ.

Наиболее важные месторождения природного газа расположены, как правило, вдали от основных потребителей. Это и приводит к опережающему развитию трубопроводного транспорта газа.

Природный газ нельзя транспортировать в достаточном количестве и на большие расстояния по трубам за счет естественного пластового давления, поэтому развитие трубопроводного транспорта газа неразрывно связано со строительством и эксплуатацией системы компрессорных станций, устанавливаемых на трассе газопроводов. Они имеют типовую обвязку технологических линий и оборудуются разного рода газоперекачивающими агрегатами мощностью, соответствующей расходу транспортируемого газа и перепаду давлений по станции. газ компрессорный топливный

Современная компрессорная станция - это крупное и сложное инженерное сооружение, обеспечивающее основные технологические процессы по подготовке и транспорту газа.

Магистральный газопровод включает в себя комплекс сооружений, обеспечивающих транспорт природного или попутного нефтяного газа от газовых и нефтяных промыслов к потребителю к потребителю газа - городам, поселкам, промышленным предприятиям и электростанциям.

На магистральных газопроводах различают два типа станций: головные и линейные компрессорные станции.

В начальный период разработки газового месторождения, когда пластовое давление еще велико, надобность в головной компрессорной станции практически отсутствует. На них осуществляют сепарацию, осушку, очистку, охлаждение, одоризацию газа и замеряют его количество.

Линейные компрессорные станции размещают по трассе газопровода более или менее равномерно, на расстоянии 100…150 км одна от другой, что позволяет проектировать компрессорные станции с типовой обвязкой и однотипными газоперекачивающими агрегатами.

В настоящее время газотурбинный привод как основной вид привода компрессорной станции по мощности распределяется следующим образом:

- стационарные газотурбинные установки;

- газотурбинные установки авиационного типа;

- привод от судовых газотурбинных установок.

Исходные данные

№ варианта	Протяженность газопровода,	Годовая производительность,	В начале газопровода	Средне-годовая темпера-тура грунта	Месторождение перекачиваемого газа
11	820	23	4,2	-2	Мессохоянское



1. Определение расчетных характеристик газа

Определение состава месторождения газа.

Газ - это состояние вещества, которое характеризуется непостоянством формы и объема. Для него характерно явление сжимаемости, которое состоит в уменьшении объема при повышении давления.

Состав углеводородных газов зависит от их происхождения и способа извлечения. Газовые месторождения бывают трех типов: газовые, газоконденсатные и нефтяные.

Соответственно и природные газы подразделяются на три группы:

1) Природные газы - газы, добываемые из чисто газовых месторождений и состоящие в основном из метана (82-98%). В качестве примесей к метану в них может быть этан, пропан, бутаны (иногда пентан-С5), а также неуглеводородные компоненты: углекислый газ, азот, сероводород инертные газы. Ввиду резкого преобладания метана в этом газе его называют «сухим» газом.

2) Газы газоконденсатных месторождений, представляющие собой смесь газа и тяжелых углеводородов, являющихся при нормальных условиях жидкостями, и содержащие значительное количество метана (80-95%). Отличаются тем, что в них содержится много гомологов метана: этан, пропан; бутан, С, и более высокомолекулярные соединения. Эти компоненты при извлечении газа из недр в связи со снижением давления конденсируются и выделяются в виде жидкости. Такие месторождения имеются в Азербайджане, Саратовской, Куйбышевской и Астраханской областях.

3) Газы нефтяных месторождений называются попутными нефтяными газами, добываемые вместе с нефтью из нефтяных месторождений, состоящие из смеси газа с газовым бензином и пропан-бутановой фракцией и содержащие только 30-70 % метана. Они растворены в нефти и выделяются из нее при выходе на поверхность. В них содержится большое количество тяжелых газовых компонентов, и они в отличие от «сухих» газов носят название «жирных» газов.

Месторождение - Мессохоянское.

Состав месторождения и общая характеристика компонентов. Таблица 1.1.

Компонент	Состав газа (по объему), Xi%	Молярная масса,	Критическая температура,	Критическое давление,	Плотность газовой фазы при ,	Динамическая вязкость при ,
СН4	97,6	16,04	190,68	4,52	0,717	1,020
С2Н6	0,1	30,07	305,75	4,88	1,356	0,880
С3Н8	0,03	44,09	372,00	4,34	2,010	0,770
C4H10	0,01	58,12	425,17	3,75	2,673	0,690
С5Н12	0,01	72,15	460,90	3,29	3,457	0,690
CO2	0,06	44,01	304,26	7,28	1,9768	1,40
N2	1,6	28,02	126,26	3,45	1,2505	1,71

Определим плотность смеси:

. (1.1)

Плотность газа (кг/м3) - масса единицы объема, равная отношению молекулярной массы газа к объему моля: .

Определим для смеси молярную массу и газовую постоянную:



(1.2)

, (1.3)

где R=8314 Дж/К?моль - универсальная газовая постоянная.

Относительная плотность по сравнению с воздухом:

(1.4)

где - молекулярная масса воздуха.

Динамическая вязкость смеси:

(1.5)

Кинетическая вязкость смеси:



(1.6)

Определим критические температуру и давление смеси:

(1.7)

(1.8)

Определим суточную пропускную способность газопровода qсут:

(1.9)

где Qгод - заданная годовая производительность;

Кнд=0,99 ? коэффициент надежности газопровода, учитывающий необходимость компенсации снижения производительности газопровода из-за вынужденных простоев и ремонтно-технического обслуживания;

Кэт=1,0 ? коэффициент экстремальных температур, учитывающий необ ходимость компенсации снижения пропускной способности газопровода, связанного с влиянием высоких температур окружающей среды;

Кро=1 ? коэффициент расчетной обеспеченности газоснабжения потребителей, отражающий необходимость увеличения пропускной способности газопровода для обеспечения дополнительных поставок газа потребителям в периоды повышенного спроса на газ.

Плотность природного газа, транспортируемого по МГ, , кг/м3, при стандартных условиях (Рс = 0,1013 МПа и Тс = 293,15 К) вычисляют по формуле:

c = 103 · µPc / R Tc Zc, (1.10)

где R = 8,31451 кДж/кмоль·К - универсальная газовая постоянная;

Zс - коэффициент сжимаемости природного газа при стандартных условиях.

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)

; . (1.14)



Тогда имеем:

; .

c = 103 · 16,19·0,1013 / 8,31451· 293,15·0,9977=0,674.

Относительную плотность природного газа по воздуху определяют по формуле

, (1.15)

где в = 1,20445 кг/м3 - плотность воздуха при стандартных условиях.

Средние значения параметров смеси природного газа

Таблица 1.2.

Пара-метры	µсм, кг/моль	Ткр, 0К	Ркр, МПа	ссм, кг/м3	зсм· 10-7,Па· с	Д	Д, при ст. усл.	Rсм, Дж/(кг·К)
Смесь	16,19	188,81	4,48	0,674	1,025	0,558	0,562	514



2. Выбор газоперекачивающего оборудования КС

Марку газоперекачивающего агрегата и число агрегатов в группе выбираем по расчетной суточной производительности.

Выбранная марка центробежного нагнетателя - ГПА Ц-16:

тип привода - НЦ-16/56-1,45;

производительность при стандартных условиях - Qcт=31 млн. м3/сут.

производительность при условиях всасывания - Qвс=519м3/мин.

давление газа (абсолютное) входа рвх=3,86 МПа,

выхода рвых=5,6 МПа;

- номинальная частота вращения ротора центробежного нагнетателя - n=5300 об/мин;

потребляемая мощность - N=16000 кВт.

Число работающих ГПА nр можно определить, зная суточную производительность газопровода и производительность одного агрегата

, принимаем 2 агрегата.

Согласно нормам технологического проектирования на 3 рабочих агрегата ставится 1 резервный.

3. Механический расчет газопровода

Для нахождения оптимального диаметра трубопровода кроме диаметра, рекомендованного для заданной пропускной способности, принимается еще два диаметра (соседних) - больший и меньший рекомендуемого. Для каждого из них производится технологический и экономический расчет, по которым после сопоставления вариантов выбирается оптимальный.

Конкурирующие диаметры труб

Таблица 3.1.

Наружный диаметр, мм	Давление, МПа
D2 =1220	5,5
D3 =1420	5,5

По каждому из выбранных диаметров мы определяем расчетную толщину стенки по следующей формуле, мм:

(3.1)

где n - коэффициент надежности по нагрузке (для газопроводов равен 1,1 );

р - рабочее (нормативное) давление, МПа;

Dн - наружный диаметр трубы, мм;

R1 - расчетные сопротивления растяжению, МПа.

Расчётное сопротивление металла трубы и сварных соединений R1 определяем по формуле:

(3.2)

где R1н - нормативное сопротивление растяжению металла труб и сварных соединений, определяемое из условия работы на разрыв, равное минимальному пределу прочности, МПа;

m - коэффициент условий работы трубопровода;

k1 - коэффициент безопасности по материалу;

kn - коэффициент надёжности.

Рассчитаем расчетное сопротивление труб для принятых диаметров:

для D2 =1220 мм

для D3 =1420 мм

По каждому из выбранных диаметров мы определяем расчетную толщину стенки :

для D2 =1220 мм

для D3 =1420 мм

Далее принимаем стандартную толщину стенки трубы, мм:

для D2 =1220 мм -

для D3 =1420 мм -

Характеристика труб - прямошовные электросварные трубы из листов стали марки 09ГБЮ (К56).

Делаем проверку прочности подземного магистрального трубопровода на осевые сжимающие напряжения. Продольные осевые напряжения пр.N (МПа), определяются от расчетных нагрузок и воздействий с учетом упругопластической работы металла. В частности, для прямолинейных и упруго-изогнутых участков подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов при отсутствии продольных и поперечных перемещений, просадок и пучения грунта продольные осевые напряжения определяются по формуле:



(3.3)

где б - коэффициент линейного расширения металла трубы (для стали б=1,2?10-5 1/?С);

Е - модуль упругости металла (для стали Е=2,06?105 МПа);

Дt - расчётный температурный перепад. Принимаем Дt =50?С.

Dвн - внутренний диаметр трубопровода, мм;

µ - коэффициент Пуассона, для области упругой деформации равен 0,3.

Рассчитаем упр.N для принятых диаметров:

для D2 =1220 мм

для D3 =1420 мм

Так как упр.N <0, то необходимо учитывать осевые сжимающие напряжения. Для этого определяют коэффициент ш1, учитывающий двухосное напряжённое состояние труб по формуле:

(3.4)

Рассчитаем ш1для принятых диаметров:

для D2 =1220 мм

для D3 =1420 мм

По каждому из выбранных диаметров мы определяем расчетную толщину стенки с учетом продольных осевых сжимающих напряжений по следующей формуле, мм:

(3.5)

для D2 =1220 мм

для D3 =1420 мм

Далее принимаем стандартную толщину стенки трубы, мм:

для D2 =1220 мм -

для D3 =1420 мм -

Проверку прочности подземного магистрального трубопровода на растягивающие осевые продольные напряжения производим из условия:

(3.6)

где пр.N - продольное осевое напряжение от расчетных нагрузок и воздействий, МПа;

2 - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, при растягивающих осевых продольных напряжениях (пр.N 0) принимаемый равным единице.



, (3.7)

кц - кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления, МПа, определяемые по формуле

(3.8)

Найдем кц для выбранных диаметров:

для D2 =1220 мм

;

для D3 =1420 мм

.

Найдем :

для D2 =1220 мм

;

для D3 =1420 мм

.

Проверяем выполнение условия (3.6):

для D2 =1220 мм:

для D3 =1420 мм:

Для всех диаметров выполняется условие (3.6) - прочность трубопроводов в продольном направлении обеспечивается.



4. Определение расстояния между КС

Определим расстояние между КС МГ исходя из формулы пропускной способности МГ:

(4.1)

Выражая значение расстояния между КС получим.

(4.2)

Pн - давление в начале газопровода, МПа;

Pк - давление в конце газопровода, МПа;

Тср - средняя по длине участка газопровода температура газа, К;

Zcp - средний по длине газопровода коэффициент сжимаемости газа,

Zср = f (рСТ, ТСР);

л - коэффициент гидравлического сопротивления участка газопровода;

d - внутренний диаметр трубы, м;

- относительная плотность газа по воздуху;

Для определения расстояния между КС можно принять ориентировочное значение средней температуры:

(4.3)

где Т0 - температура окружающей среды на глубине заложения газопровода;

ТН - температура газа на входе в линейный участок, которую можно принять равной 303-313 К.

Давление в начале газопровода определяется по формуле:

рН = рНАГ - дрВЫХ, МПа (4.4)

где дрВЫХ - потери давления в трубопроводе между компрессорным цехом и узлом подключения к линейной части МГ (принимается по табл. 4.1).

Давление в конце участка газопровода

МПа (4.5)

где ДрВС - потери давления газа на входе КС с учетом потерь давления в подводящих шлейфах и на узле очистки газа (принимается по табл. 4.1).

Потери давления газа на КС

Таблица 4.1

Давление в газопроводе (избыточное), МПа	Потери давления газа на КС, МПа
	На входе КЦ	На выходе КЦ
	При одноступенчатой очистке газа	При двухступенчатой очистке газа	При наличии АВО газа	При отсутствии АВО газа
5,40	0,08	0,13	0,06	0,03
7,35	0,12	0,19	0,07	0,04
8,34	0,12	0,20	0,08	0,05
9,81	0,13	0,21	0,08	0,05
15,00	0,15	0,25	0,1	0,07



рН = 5,6 - 0,06=5,54МПа.

МПа

Среднее давление в газопроводе можно определить по формуле:

. (4.6)

Коэффициент гидравлического сопротивления л определяется по формуле:

(4.7)

где Е - коэффициент гидравлической эффективности, принимаемый для новых труб равным 0,95. Коэффициент сопротивления трению для характерного для магистральных трубопроводов режима квадратичного сопротивления определяется по формуле

(4.8)

где kЭ - эквивалентная шероховатость труб; для труб без внутреннего гладкостного покрытия принимается равной 0,03 мм, а для труб с внутренним гладкостным покрытием - 0,01 мм;

DВН - внутренний диаметр трубопровода, мм;

Re - число Рейнольдса, которое определяется по формуле:



, (4.9)

где q - производительность газопровода, млн м3/сут;

DВН - внутренний диаметр газопровода, мм;

м - коэффициент динамической вязкости, Па·с.

Динамическую вязкость природных газов, , Па·с, при давлениях до 15 МПа и температурах 250 - 400 К вычисляют по формуле:

, (4.10)

где

0 = (1,81 + 5,95 Тпр) · 10-6,

,

,

,

; .

;

0 = (1,81 + 5,95· 1,523) · 10-6=1,087· 10-5.

Коэффициент сжимаемости природных газов при давлениях до 15 МПа и температурах 250 - 400 К, Z, вычисляют по формуле:

, (4.11)

где

,

.

Найдем Re для выбранных диаметров:

для D2 =1220 мм

;

для D3 =1420 мм

.

Найдем для выбранных диаметров:

для D2 =1220 мм

;

для D3 =1420 мм

.

Найдем для выбранных диаметров:

для D2 =1220 мм

;

для D3 =1420 мм

Расстояние между КС:

для D2 =1220 мм

Принимаем расстояние между КС равным 68 км.

для D3 =1420 мм

Принимаем расстояние равное 148 км.

Зная расчетное расстояние между КС, определяем их число по формуле:

(4.12)



для D2 =1220 мм:

станций.

для D3 =1420 мм:

станции.

5. Уточненный тепловой и гидравлический расчет

Абсолютное давление в конце участка газопровода определяется из формулы расхода при средних значениях температуры и давления газа на линейном участке, которые определяются методом последовательных прибли-жений.

. МПа (5.1)

В первом приближении для расчета абсолютного давление в конце участка газопровода воспользуемся данными из предварительного определения расстояния между станциями, а именно: ТСР=287,5 К, ZСР=0,898, л2=0,0094 для D2 =1220 мм, л3=0,0091 для D3 =1420 мм.

для D2 =1220 мм для конечного участка

для D3 =1420 мм

Уточним среднее давление согласно (4.6):

для D2 =1220 мм для конечного участка

для D3 =1420 мм

Уточним приведенное давление согласно (1.14):

для D2 =1220 мм для конечного участка

для D3 =1420 мм

Для расчета конечного давления во втором приближении вычислим уточненные значения ТСР, л и ZСР. Для этого при определении ТСР будем использовать величины средней удельной теплоемкости СР, коэффициента Джоуля-Томсона Di и коэффициента аt, вычисленные для значения рСР и ТСР первого приближения (ТПР=1,523).

Удельная теплоемкость газа Ср (кДж/(кг·К)) определяется по формуле:

; (5.2)

где

для D2 =1220 мм для конечного участка

для D3 =1420 мм

Коэффициент Джоуля-Томсона Di (К/МПа) вычисляется по формуле:

; (5.3)

где



для D2 =1220 мм

для D2 =1420 мм для конечного участка

Средняя температура газа рассчитывается по формуле

, (5.4)

где а - коэффициент Шухова рассчитываемый по формуле

, (5.5)

где КСР - средний на линейном участке общий коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду (для смешанного грунта = 1,27-1,34 Вт/(м2·К);

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

Д - плотность по воздуху.

Коэффициент Шухова:

для D2 =1220 мм для конечного участка

для D3 =1420 мм

Средняя температура газа:

для D2 =1220 мм для конечного участка

для D3 =1420 мм

Уточним приведенную температуру согласно (1.14):

для D2 =1220 мм для конечного участка

для D3 =1420 мм

Определим коэффициент сжимаемости для вычисленной средней температуры, при среднем давлении, определенном в первом приближении.

для D2 =1220 мм для конечного участка

для D3 =1420 мм

Уточним коэффициент динамической вязкости.

для D2 =1220 мм для конечного участка

0 = (1,81 + 5,95· 1,575) · 10-6=1,118· 10-5,

,

,

,

для D3 =1420 мм

0 = (1,81 + 5,95· 1,554) · 10-6=1,105· 10-5,

,

,

,

Уточним число Рейнольдса.

для D2 =1220 мм для конечного участка

для D3 =1420 мм

Уточним .

для D2 =1220 мм для конечного участка

для D3 =1420 мм

Найдем для выбранных диаметров:

для D2 =1220 мм для конечного участка

;

для D3 =1420 мм

Определим конечное давление во втором приближении.

для D2 =1220 мм для конечного участка

- имеет смысл уточнить расчёты, выполняя третье приближение.

для D3 =1420 мм

- результат удовлетворяет требованиям точности расчётов.

Уточним среднее давление:

для D2 =1220 мм

Уточним приведенное давление:

для D2 =1220 мм для конечного участка

Для расчета конечного давления в третьем приближении вычислим уточненные значения ТСР, л и ZСР. Для этого при определении ТСР будем использовать величины средней удельной теплоемкости СР, коэффициента Джоуля-Томсона Di и коэффициента аt, вычисленные для значения рСР и ТСР второго приближения.

Удельная теплоемкость газа:

для D2 =1220 мм для конечного участка

Коэффициент Джоуля-Томсона:

для D2 =1220 мм для конечного участка

Коэффициент Шухова:

для D2 =1020 мм для конечного участка

Средняя температура газа:

для D2 =1220 мм для конечного участка

Уточним приведенную температуру согласно (1.14):

для D2 =1220 мм для конечного участка

Определим коэффициент сжимаемости для вычисленной средней температуры, при среднем давлении, определенном во втором приближении.

для D2 =1220 мм для конечного участка

Уточним коэффициент динамической вязкости.

для D2 =1220 мм для конечного участка

0 = (1,81 + 5,95· 1,576) · 10-6=1,119· 10-5,

,

,

,

Уточним число Рейнольдса.

для D2 =1220 мм для конечного участка

Уточним .

для D2 =1220 мм для конечного участка

Найдем для выбранных диаметров:

для D2 =1220 мм для конечного участка

;

Определим конечное давление в третьем приближении.

для D2 =1220 мм для конечного участка

- результат удовлетворяет требованиям точности расчётов.

Уточним среднее давление:

для D2 =1220 мм для конечного участка

для D3 =1420 мм

Определим конечную температуру газа, К:

. (5.5)

для D2 =1220 мм

для D2 =1420 мм для конечного участка

;

Тепловой и гидравлический расчет окончен.

6. Расчет режима работы КС

Для расчетов режимов работы КС применяются характеристики ЦН, представляющие зависимость степени повышения давления е, политропического коэффициента полезного действия зПОЛ и относительной внутренней мощности кВт/ата, от объемной производительности по условиям всаса и относительной коммерческой производительности (млн.ст.м3/сут)/ата при различных значениях относительных оборотов .

n, nном - соответственно рабочая частота вращения вала ЦН и номинальная частота вращения.

Коммерческая производительность, млнм3/сут:

Определим рабочие параметры ГПА по методике ВНИИГАЗа.

Рабочие параметры первой КС:

Для компрессора НЦ-16/56-1,45:

Давление нагнетания:

Рк=рНАГ =5,6 МПа;

Давление газа на всасе:

Рн=рВС =4,2 МПа.

Определяется требуемая степень сжатия

(6.1)

где рн, рк - соответственно номинальное давление на входе и выходе ЦН.

Для выбранного компрессора определяется относительная коммерческая производительность (млн.ст.м3/сут)/ата. При этом для получения необходимой размерности следует значение давления в МПа умножить на 100 и разделить 9,80665.

По характеристике нагнетателя определяется объемная производительность по условиям всаса, для чего проводиться горизонтальная линия от оси относительной коммерческой производительности к оси объемной производительности нагнетателя.

Q=485 м3/мин.

Определяется удаленность от границы помпажа, которая должна составлять не менее 10%, по формуле:

(6.2)

При этом минимальное значение расхода определяется по характеристике нагнетателя, для чего точки пересечения горизонтальной линии, проведенной от требуемой степени сжатия и крайней левой восходящей линии политропного кпд опускается перпендикуляр на ось объемной производительности по условиям всаса.

Qмин=380 м3/мин.

По характеристике нагнетателя определяется относительная частота вращения путем нахождения точки пересечения известной степени сжатия и относительной коммерческой производительности.

Определяется частота вращения нагнетателя по формуле:



(6.2)

По характеристике нагнетателя определяется политропный кпд зпол путем интерполяции значений указанных на концах двух соседних восходящих кривыми линиями кпд, между которым находиться точка пересечения степени сжатия и относительной коммерческой производительности.

зпол=0,848.

Определяется внутренняя мощность нагнетателя , кВт. Для этого по характеристике нагнетателя определяется относительная внутренняя мощность , кВт/ата путем интерполяции значений указанных на концах двух соседних наклонных прямых, между которым находиться точка пересечения степени сжатия и относительной коммерческой производительности. Далее определяется внутренняя мощность по формуле:

(6.3)

При этом для получения необходимой размерности (кВт) следует стоящее последним в формуле значение давления всаса в МПа умножить на 100 и разделить 9,80665.

Определяется эффективная мощность привода по формуле:



, (6.4)

где - механические кпд, который в случае отсутствия данных в учебных целях может приниматься равным 0,99;

Производится сравнение эффективной мощности и ее номинального значения . Должно выполняться условие ?.

? - условие выполнено.

Определяется температура газа на выходе ЦН:

, (6.5)

где k - показатель адиабаты природного газа, k = 1,31.

Рабочие параметры второй и последующих КС:

для D2 =1220 мм:

Давление нагнетания:

Рк=рНАГ = 5,54 + 0,06=5,6 МПа;

Давление газа на всасе:

Рн=рВС =3,938 - 0,08=3,858 МПа.

Определяется требуемая степень сжатия

(6.1)



где рн, рк - соответственно номинальное давление на входе и выходе ЦН.

Для выбранного компрессора определяется относительная коммерческая производительность (млн.ст.м3/сут)/ата. При этом для получения необходимой размерности следует значение давления в МПа умножить на 100 и разделить 9,80665.

По характеристике нагнетателя определяется объемная производительность по условиям всаса, для чего проводиться горизонтальная линия от оси относительной коммерческой производительности к оси объемной производительности нагнетателя.

Q=520м3/мин.

Определяется удаленность от границы помпажа, которая должна составлять не менее 10%, по формуле:

(6.2)

При этом минимальное значение расхода определяется по характеристике нагнетателя, для чего точки пересечения горизонтальной линии, проведенной от требуемой степени сжатия и крайней левой восходящей линии политропного кпд опускается перпендикуляр на ось объемной производительности по условиям всаса.

Qмин=380 м3/мин.

По характеристике нагнетателя определяется относительная частота вращения путем нахождения точки пересечения известной степени сжатия и относительной коммерческой производительности.

Определяется частота вращения нагнетателя по формуле:

(6.2)

По характеристике нагнетателя определяется политропный кпд зпол путем интерполяции значений указанных на концах двух соседних восходящих кривыми линиями кпд, между которым находиться точка пересечения степени сжатия и относительной коммерческой производительности.

зпол=0,845.

Определяется внутренняя мощность нагнетателя , кВт. Для этого по характеристике нагнетателя определяется относительная внутренняя мощность , кВт/ата путем интерполяции значений указанных на концах двух соседних наклонных прямых, между которым находиться точка пересечения степени сжатия и относительной коммерческой производительности. Далее определяется внутренняя мощность по формуле:

(6.3)



При этом для получения необходимой размерности (кВт) следует стоящее последним в формуле значение давления всаса в МПа умножить на 100 и разделить 9,80665.

Определяется эффективная мощность привода по формуле:

, (6.4)

где - механические кпд, который в случае отсутствия данных в учебных целях может приниматься равным 0,99;

Производится сравнение эффективной мощности и ее номинального значения . Должно выполняться условие ?.

? - условие выполнено.

Определяется температура газа на выходе ЦН:

, (6.5)

где k - показатель адиабаты природного газа, k = 1,31.

На АВО газ охлаждается до 304 К.

для D2 =1420 мм:

Давление нагнетания:

Рк=рНАГ = 5,54 + 0,06=5,6 МПа;

Давление газа на всасе:

Рн=рВС =3,907 - 0,08=3,83 МПа.

Определяется требуемая степень сжатия

(6.1)

где рн, рк - соответственно номинальное давление на входе и выходе ЦН.

Для выбранного компрессора определяется относительная коммерческая производительность (млн.ст.м3/сут)/ата. При этом для получения необходимой размерности следует значение давления в МПа умножить на 100 и разделить 9,80665.

По характеристике нагнетателя определяется объемная производительность по условиям всаса, для чего проводиться горизонтальная линия от оси относительной коммерческой производительности к оси объемной производительности нагнетателя.

Q=530 м3/мин.

Определяется удаленность от границы помпажа, которая должна составлять не менее 10%, по формуле:



(6.2)

При этом минимальное значение расхода определяется по характеристике нагнетателя, для чего точки пересечения горизонтальной линии, проведенной от требуемой степени сжатия и крайней левой восходящей линии политропного кпд опускается перпендикуляр на ось объемной производительности по условиям всаса.

Qмин=380 м3/мин.

По характеристике нагнетателя определяется относительная частота вращения путем нахождения точки пересечения известной степени сжатия и относительной коммерческой производительности.

Определяется частота вращения нагнетателя по формуле:

(6.2)

По характеристике нагнетателя определяется политропный кпд зпол путем интерполяции значений указанных на концах двух соседних восходящих кривыми линиями кпд, между которым находиться точка пересечения степени сжатия и относительной коммерческой производительности.

зпол=0,843.

Определяется внутренняя мощность нагнетателя , кВт. Для этого по характеристике нагнетателя определяется относительная внутренняя мощность , кВт/ата путем интерполяции значений указанных на концах двух соседних наклонных прямых, между которым находиться точка пересечения степени сжатия и относительной коммерческой производительности. Далее определяется внутренняя мощность по формуле:

(6.3)

При этом для получения необходимой размерности (кВт) следует стоящее последним в формуле значение давления всаса в МПа умножить на 100 и разделить 9,80665.

Определяется эффективная мощность привода по формуле:

, (6.4)

где - механические кпд, который в случае отсутствия данных в учебных целях может приниматься равным 0,99;

Производится сравнение эффективной мощности и ее номинального значения . Должно выполняться условие ?.

? - условие выполнено.

Определяется температура газа на выходе ЦН:

, (6.5)

где k - показатель адиабаты природного газа, k = 1,31.

На АВО газ охлаждается до 304 К.

7. Расчет расхода топливного газа

Расход топливного газа ГТУ, тыс.м3/ч, вычисляют по формуле:

, (7.1)

где - номинальный расход топливного газа;

КТГ - коэффициент технического состояния ГТУ (по топливу), равный 1,05;

Nн - мощность, потребляемая ЦБН, МВт;

Ta - расчетная температура атмосферного воздуха, К;

е - номинальный к.п.д. ГТУ, равен 0,274;

QTC - теплота сгорания топливного газа, равна 38828кДж/м3.

В качестве расчетной температуры Ta принимают среднюю температуру атмосферного воздуха расчетного периода (без поправок) .

Коэффициент обычно учитывается в составе КТГ, кроме особых случаев.

для D3 =1220 мм:

для D3 =1420 мм:

Потребление топливного газа КЦ, млн.м3 за расчетный период, вычисляют по формуле:

, (7.2)

где np - количество рабочих ГПА, равно 3;

- время расчетного периода, 8760ч.

для D2 =1220 мм:

для D3 =1420 мм:

8. Определение оптимальных параметров МГ

Годовая прибыль, получаемая в результате эксплуатации МГ, может быть определена следующим образом:

Пр = Выр - Себ = Т·Q·L/100 - (бЛКЛ + бСТКСТ + СЭ), (8.1)

где Пр - годовой объем прибыли от транспорта газа, млн. руб.;

Выр - годовой объем выручки от оказания услуги по транспорту газа, млн.руб;

Себ - годовая себестоимость услуги по транспорту газа т.е. эксплуатационные затраты, млн.руб;

Т - тариф на транспорт газа по МГ, руб/(тыс. м3·на 100 км);

Q - годовая производительность МГ, млрд. м3;

бЛ, бСТ - коэффициент амортизационных отчислений соответственно, от линейной части МГ и от КС;

КЛ, КСТ - капитальные затраты на сооружение соответственно, линейной части МГ и КС, млн. руб;

СЭ - годовой размер эксплуатационных затрат на обслуживание МГ, млн. руб; Значения тарифа на транспорт газа, капитальных затрат, стоимости электроэнергии и газа, заработной платы постоянно меняются и зависят от множества факторов (уровня конкуренции и инфляции, устойчивости развития экономики, наличия договоренности по поставкам газа и др). В учебных целях рекомендуется принимать:

Т = 1,7 - для транзитных поставок газа, $/(тыс. м3·100 км);

Q = 23 млрд. м3/год;

бЛ = 0,035-0,040, бСТ = 0,09 - 0,10.

Капитальные и эксплуатационные затраты в значительной мере зависят от региона, по которому проходит МГ, и топографических условий трассы:



КЛ = сл · L · kр · kТ, (8.2)

КСТ = сст · n· kр · kТ, (8.3)

сл - стоимость строительства одного километра трубопровода (табл. 8.1);

Табл.8.1 Стоимость строительства и эксплуатации трубопроводов, млн. руб/км (числитель Р = 4,45 МПа, знаменатель Р = 7,36 МПа)

Диаметр и толщина стенки, мм	Стоимость строительства (сл)	Эксплуатационные расходы (сэл)
	1-ой нитки	1-ой нитки
108х4	1086/1060	46/48
159x4	1081/1166	49/52
219x5	1310/1387	59/63
273х6	1503/1569	68/71
325х6	1631/	73/
325х8	/2022	/91
426x7	2171/	98/
426x9	/2608	/118
530x7	2669/3137	134/141
720x7	3774/4968	184/224
1020х10	8425/	379/
1020х12	/10061	/452
1220х12	9769/	501/
1220х12,9	/13481	/607
1420х15,7	/19890	/895

L - длина МГ;

n - количество КС на МГ;

kр - районный коэффициент удорожания строительства и эксплуатации МГ;

kТ - топографический коэффициент удорожания строительства и эксплуатации МГ.

Для Республики Беларусь:

значения районного коэффициента везде одинаковы и равны единице;

топографический коэффициент:

- равнинно-холмистый участок: и для линейного участка и для КС - 1;

- болотистый участок: - линейная часть - 1,7;

- КС - 1,07;

- водные преграды: - русловая часть - 4,8;

- пойменная часть - 2,0.

Принимаем для равнинно - холмистого участка: kТ=1.

Если толщина стенки труб отличается от указанной в таблице, то приближенно стоимость строительства 1 км трубопровода может быть определена по формуле

сл = 0,5 ·сло · (1 + д/ д0), (8.4)

где сло - стоимость строительства 1 км трубопровода при толщине стенки д0 (табл.8.1);

д - толщина стенки трубопровода.

для D2 =1220 мм:

сл = 0,5 ·13481 · (1 + 12/12,9) = 13010 млн.руб/км

для D3 =1420 мм:

сл = 0,5 ·19890 · (1 + 14/15,7) =18813 млн.руб/км

Стоимость строительства одной КС может быть найдена по следующей зависимости:

сст = k0 + ki · i, (8.5)

где k0 - стоимость строительства одной КС, не зависящая от числа ГПА (табл.8.2);

ki - стоимость строительства одной КС, зависящая от числа ГПА (табл.8.2).

i - количество ГПА, установленных на КС.

сст = 33,7 + 35,6 · 2 =104,9 млрд.руб= 104,9·103млн.руб

Табл.8.2 Стоимость строительства и эксплуатации компрессорных станций, млрд. руб. (числитель -- новая площадка, знаменатель -- совмещенная площадка)

Тип ГПА	Стоимость строительства (сст)
	k0	ki
10ГКН	61,3/29,8	5,4
МК-8	68,2/38,3	9,0
ДР-12	74,5/39,8	27,9
ГТН-6	34,8/19,2	13,0
ГТК-10-4	77,0/47,4	15,4
ГПУ-10-01	74,0/42,4	19,1
ГТН-16	33,7/4,9	35,6
ГПА-Ц-6,3	67,8/38,1	9,7
СТД-4000	62,7/33,0	4,3
ЭГПА-235	76,7/31,8	11,5

Капитальные и эксплуатационные затраты рассчитываем по формуле 8.2 и 8.3:

для D2 =1220 мм:

КЛ = 13010 · 820 · 1 · 1 = 10668200 млн.руб

КСТ = 104900 · 12· 1 · 1=1258800 млн.руб

для D3 =1420 мм:

КЛ = 18813 820 · 1 · 1 = 15426660 млн.руб

КСТ = 140900 · 6· 1 · 1=629400 млн.руб

Годовой размер эксплуатационных затрат на обслуживание МГ представлен затратами, приходящимися на годовой объем топливного газа или электроэнергии, в зависимости от типа устанавливаемых на КС ГПА и годовым объемом заработной платы работников КС.



СЭ = Эл + Эст + Sтг = (сэл · L · kр · kТ) + (сэст · n · kр · kТ) + Sтг , (8.6)

где Эл, Эст - соответственно, эксплуатационные расходы на линейную часть и КС, млн. руб;

Sэл - эксплуатационные затраты, приходящиеся на 1 км. МГ (табл.8.1);

для D2 =1020 мм:

сэл = 0,5 ·607 · (1 + 12/12,9) =586 млн.руб/км

для D3 =1220 мм:

сэл = 0,5 ·895 · (1 + 14/15,7) =847 млн.руб/км

сэст - стоимость эксплуатации одной КС, млн.руб.:

сэст = э0 + эi · i, (8.7)

где э0 - стоимость эксплуатации одной КС, не зависящая от числа ГПА (табл.8.3);

эi - стоимость эксплуатации одной КС, зависящая от числа ГПА (табл.8.3).

сэст = 6,8 + 8,6 · 3 =32,6 млрд.руб= 32,6·103млн.руб

Табл.8.3 Стоимость строительства и эксплуатации компрессорных станций, млрд. руб. (числитель -- новая площадка, знаменатель -- совмещенная площадка)

Тип ГПА	Эксплуатационные расходы (сэст)
	э0	эi
10ГКН	6,0/3,3	0,8
МК-8	7,1/4,4	1,3
ДР-12	10,2/6,7	4,1
ГТН-6	3,4/1,9	3,7
ГТК-10-4	7,3/4,4	5,0
ГПУ-10-01	6,4/3,3	6,0
ГТН-16	6,8/2,0	8,6
ГПА-Ц-6,3	9,8/5,5	4,5
СТД-4000	4,4/3,4	5,2
ЭГПА-235	8,1/4,1	12,7

В зависимости от типа ГПА в технологическом процессе транспорта газа может использоваться топливный газ, электроэнергия или и то, и другое.

Стоимость топливного газа определяется зависимостью

Sтг = Qтг · стг , (8.8)

где Qтг - расход топливного газа за анализируемый период;

цена топливного газа в 2015 году 200 $/тыс. м3 - для концерна «Белтрансгаз».

для D2 =1220 мм:

Sтг = 93.38 · 130 ·20000/1000000 =243 млн.руб

для D2 =1420 мм:

Sтг = 93.9 · 130 ·20000/1000000 =244 млн.руб

Годовой размер эксплуатационных затрат на обслуживание МГ вычислим по формуле 8.6:

для D2 =1220 мм:

СЭ = (586· 450 · 1 · 1) + (32600 · 12 · 1 · 1) + 243= 655143 млн.руб

для D3 =1420 мм:

СЭ = (847· 450 · 1 · 1) + (32600 ·6· 1 · 1) + 244= 576994 млн.руб

Годовая прибыль, получаемая в результате эксплуатации МГ, определим по формуле 8.1:

для D2 =1220 мм:

Пр = 1,7·20000·28·450/100 - (0,035·10668200 + 0,09·1258800+ 655143)= 3142178млн.руб.

для D3 =1420 мм:

Пр = 1,7·20000·28·450/100 - (0,035·15426660 + 0,09·629400 + 576994)= 3110427 млн.руб.

Окончательное решение об эффективности того или иного варианта технологического обустройства МГ принимается на основе расчета коэффициента абсолютной эффективности.

Оптимальному решению со стороны эксплуатирующей организации соответствует максимальная величина показателя (коэффициента) абсолютной эффективности.

б = Пр/(КЛ + КСТ), (8.10)

для D2 =1220 мм:

б = 3142178/(10668200 + 1258800)=0,263

для D3 =1420 мм:

б = 3110427 /(15426660 + 629400)=0,194

Т.к максимальная величина показателя (коэффициента) абсолютной эффективности соответствует 1 варианту (D=1220мм), то он является оптимальным. Но из-за несоответствия расстояний между станциями нормативным требованиям мною было принято решения использовать 2 вариант.

9. Расчет конечного участка

Определим параметры конечного участка при условиях: L=80 км, Рн = 5,54 МПа, Тн=304 К, Q=63,65 млн м3/сут.

В первом приближении воспользуемся расчетными данными раздела 5. А именно: Тср=293,36 К

Тогда конечное давление в первом приближении:

Уточним среднее давление согласно (4.6):

Уточним приведенное давление согласно (1.14):

Для расчета конечного давления во втором приближении вычислим уточненные значения ТСР, л и ZСР.

Удельная теплоемкость газа:

Коэффициент Джоуля-Томсона:

Коэффициент Шухова:

Средняя температура газа:

Уточним приведенную температуру согласно (1.14):

Определим коэффициент сжимаемости для вычисленной средней температуры, при среднем давлении, определенном в первом приближении.

Уточним коэффициент динамической вязкости.

0 = (1,81 + 5,95· 1,576) · 10-6=1,119· 10-5,

,

,

,

Уточним число Рейнольдса.

Уточним .

Найдем :

Определим конечное давление во втором приближении.

результат удовлетворяет требованиям точности расчётов.

Уточним среднее давление:

Определим конечную температуру газа, К:

10. Оборудование КС

Основное оборудование КС

В качестве привода нагнетателей выбираем газотурбинные установки (ГТУ), поскольку ГТУ применяют на газопроводах большой производительности. Мощности ГТУ колеблются в пределах от 4500 до 25000 кВт.

КС с центробежными газоперекачивающими агрегатами (ГПА) применяют на газопроводах с производительностью более 5000 млн.м3/год.

Преимущества центробежных ГПА по сравнению с поршневыми:

компактность;

высокая надежность;

высокая производительность;

простота конструкции;

отсутствие возвратно-поступательных движений;

равномерная подача;

более благоприятные условия автоматизации.

ГТУ имеют ряд преимуществ перед другими видами приводов:

легкость регулирования производительности;

повышение мощности на 10 - 20 % в осенне-зимний период;

большие мощности;

меньший вес на единицу мощности;

простое автоматическое и дистанционное управление.

На практике используются ГТУ открытого типа, с выбросом рабочего воздуха в атмосферу. Такие установки относительно просты, надежны в эксплуатации и имеют низкую стоимость.

Описание вспомогательных систем КС.

Основной объект КС - компрессорный цех (КЦ), оснащённый газоперекачивающими агрегатами и рядом вспомогательных систем (агрегатных и общецеховых). Эти системы обеспечивают эксплуатацию ГПА и другого оборудования КС, а так нормальные условия работы обслуживающего персонала.

Система маслоснабжения.

Для смазки подшипников газовых турбин, редукторов и нагнетателей, а также для работы систем регулирования.

Система технологического газа.

Обеспечивает подачу газа к центробежным нагнетателям КЦ и его транспортировку в пределах КС; загрузку нагнетателей, переключение кранов для перестройки схемы работы, загрузку нагнетателей, а также

стравливание газа из технологических коммуникаций КЦ; очистку транспортируемого газа и удаление конденсата; охлаждение газа.

Система технологического газа включает:

трубопроводы и коллекторы ;

трубопроводная арматура;

пылеуловители и сепараторы с дренажными устройствами для удаления конденсата;

продувочные свечи для стравливания газа;

газовые холодильники ( на ГКС) ;

расходомерные устройства.

Система топливного и пускового газа.

Эта система предназначена для подачи газа с требуемым давлением и в необходимом количестве к ГПА.

Система топливного и пускового газа включает:

трубопроводы и коллекторы с продувочными и дренажными устройствами;

регуляторы давления;

запорную и предохранительную арматуру;

расходомерные устройства;

свечи для стравливания газа;

сепараторы и фильтры-адсорберы.

Система импульсного газа.

Система импульсного газа обеспечивает его подачу к узлам управления и пневмоцилиндрам для перестановки кранов технологического, топливного и пускового газа, а также к конторольно-измерительным приборам и устройствам автоматического регулирования ГПА.

Система пожаротушения.

Система пожаротушения КЦ предназначена для сигнализации в случае появления очагов загорания и ликвидации их путём автоматической или управляемой подачи воды, пены или углекислоты в очаг пожара.

Система вентиляции, кондиционирования и отопления.

Эта система предназначена для поддержания параметров воздушной среды в помещениях КЦ в соответствии с требованиями.

Система электроснабжения.

Система электроснабжения предназначена для электроэнергией основного и вспомогательного оборудования КЦ.

Комплекс средств контроля и автоматики.

Средства контроля и автоматики КЦ предназначены для оперативного управления, защиты и контроля за работой оборудования. Управление технологическим оборудованием инженерам со щита управления.

Для осуществления метода мокрой очистки газа от механических примесей используются пылеуловители циклонного типа. Метод основан на использовании центробежных сил.

Описание конструкции аппарата воздушного охлаждения (АВО) газа.

Перед подачей газа в магистраль его необходимо охлаждать. Для этого используют водяное или воздушное охлаждение.

Конструктивно аппараты воздушного охлаждения разделяются на:

вертикальные (АВВ);

горизонтальные (АВГ);

зигзагообразные (АВЗ);

шатровые (ВАШ).

Установка воздушного охлаждения газа состоит из однотипных аппаратов воздушного охлаждения, соединенных между собой параллельно трубопроводной обвязкой. Для подключения или отключения отдельных агрегатов к установке, на входе и выходе каждого агрегата устанавливаются краны, а для подачи газа от нагнетателей в линейный участок, минуя установку, предусмотрена байпасная линия.

Теплообменная поверхность состоит из оребренных со стороны охлаждающего воздуха и гладких трубок со стороны газа. Трубки расположены в шахматном порядке, закреплены в двух трубных досках камер подвода и отвода газа, которые объединяют трубки в теплообменную секцию, смонтированную на несущей раме жесткости. Один АВО имеет несколько теплообменных секций, соединенных двумя коллекторами, расположенными на входе и выходе аппарата. Коллекторы с помощью трубопроводной обвязки соединяются с технологической линией газа на КС.

Осевой вентилятор, вращающийся в горизонтальной плоскости, предназначен для прокачки больших объемов воздуха через теплообменные секции аппарата в направлении снизу вверх при малых напора воздуха. Вентилятор приводится в действие от электродвигателя, соединенного на одном валу.

Аэродинамические элементы АВО предназначены для обеспечения направленного движения воздуха и состоят из патрубка вентилятора и диффузора. Патрубок, внутри которого находится вентилятор, предназначен для придания направленного движения воздушному потоку, имеет цилиндрическую форму. Диффузор предназначен для равномерного распределения потока воздуха по всей площади теплообменных секций и для преобразования динамического напора в статический, что приводит к повышению общего КПД вентилятора.

Для данной КС выбираем зигзагообразный аппарат воздушного охлаждения.

11. Описание технологической схемы

Компрессорные станции являются составной частью магистральных трубопроводов. Они предназначены для увеличения производительности путём повышения давления газа на выходе из КС за счёт его сжатия.

При работе КС технологический газ из МГ поступает к всасывающему шлейфу в блок пылеуловителей. Циклонные пылеуловители очищают поступающий газ, используя инерционные силы взвешенных частиц, с одновременной очисткой от механических примесей, грязи и конденсата. Очищенный газ после блока пылеуловителей, поступает на всасывающий коллектор ГПА, из него к нагнетателям агрегатов. В нагнетателях газ компримируется и поступает в нагнетательный коллектор. Вследствие сжатия газ нагревается и нагретый направляется в агрегаты воздушного охлаждения АВО. После охлаждения газ поступает обратно в магистральный газопровод.

Компрессорные станции магистральных газопроводов делят на головные (ГКС) и промежуточные.

Объекты КС условно можно разбить на две группы: технологических и подсобно-вспомогательных операций.

К первой группе относят узлы: очистки газа от механических примесей и жидкости; компримирования газа; охлаждения газа.

Ко второй группе относят: узел редуцирования давления пускового и топливного газов и газа для собственных нужд; трансформаторную подстанцию или электростанцию для собственных нужд; котельную или установку утилизации тепла; склад горюче-смазочных материалов (ГСМ); ремонтно-эксплуатационный блок (РЭБ); службу связи; служебно-эксплуатационный блок (СЭБ); объекты водоснабжения; очистные сооружения канализации.

К запорной трубопроводной арматуре относятся устройства, предназначенные для отключения одной части трубопровода от другой, для включения и отключения технологических установок, аппаратов и сосудов.

Запорная арматура состоит из двух основных элементов: исполнительного устройства и привода. Исполнительные устройства могут быть следующих типов:

вентильный, при котором затвор перемещается поступательно вдоль оси прохода седла. Запорный узел в этом случае называется вентилем;

задвижечный, при котором затвор перемещается в плоскости, перпендикулярной к оси прохода седла, скользит по нему; такие запорные органы называют задвижками;

крановый, при котором затвор, представляющий собой пробку, вращается в седле вокруг своей оси. К этому типу арматуры относятся и шаровые краны, в которых затвор имеет форму шара;

привод арматуры может быть ручным, электрическим, пневматическим, гидравлическим и электромагнитным (соленоидным).

Установленная арматура имеет номера в соответствии с правилами технической эксплуатации магистральных газопроводов, а также указатели направления открытия, закрытия и направления потока. Узел управления арматурой имеет номер, соответствующий номеру управляемого крана, а также маркировку педалей и соленоидов - “Открытие” и “Закрытие”. Применяют следующую нумерацию основных агрегатных и общественных кранов.

Таблица 11.1. Нумерация основных агрегатных и общестанционных кранов.

Номер крана.	Место установки.
1	Входной трубопровод ГПА.
2	Выходной трубопровод ГП.
3	Перемычка между входным и выходным трубопроводами ГПА.
3 бис.	Байпасный трубопровод ГПА (параллельно крану 3).
4	Байпас крана 1.
5	Свеча, врезная в выходной трубопровод за нагнетателем.
6,6а	Байпас группы ГПА.
6р,6бар	Байпас группы ГПА (регулируемый).
7	Подводящий трубопровод компрессорного цеха до пылеуловителей.
8,8а	Отводящие трубопроводы компрессорного цеха.
Д	Байпас большого контура компрессорной станции (дросселирующий).

Из магистрального газопровода через кран 7 транспортируемый газ поступает в вертикальные масляные пылеуловители, внутренний диаметр которых 2400 мм.

Запорная арматура, обеспечивающая основные технологические процессы по перекачке газа в пределах компрессорного цеха, состоит из шести кранов: 1, 2, 3, 3бис, 4, и 5. краны 1, 2 - непосредственно отсекающие, с автоматическим управлением. Возможно также управление с местного щита или от узла управления, установленного в непосредственной близости от крана. Предусмотрено и ручное управление . условный проходной диаметр кранов 700 мм. Кран 3 - проходной, открыт при неработающем агрегате. Управление и конструкция его такие же, как и кранов 1 и 2. Кран 4 (байпас крана 1) - загрузочный. Через него и далее через свеч...