ВАР. Газопровода
 Скачать 2.21 Mb.
|
Таблица 1.3. Потери давления газа на КС
Рвс – определяется из условия всасывающей способности ГПА. 3. Определяется среднее давление по формуле: . (1.14) 4. По формулам (1.6) и (1.7) с учетом средних значений давления и температуры определяем средние приведенные давление и температуру: Для расчета конечного давления во втором приближении вычисляются уточненные значения Тср, и Zcp. Для этого при определении Тср будем использовать величины средней удельной теплоемкости Ср , эффекта Джоуля-Томсона Di и коэффициента а, вычисленные для Рср и Тср первого приближения. 5. Удельная теплоемкость газа (кДж/(кгК)) определяется по формуле: . (1.15) 6. Коэффициент Джоуля–Томсона, К/МПа: . (1.16) 7. Рассчитываем коэффициент “a” по формуле: , (1.17) где Кср - средний на участке общий коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду, Вт/(м2К). Средняя температура находится по формуле: . (1.18) 8. Коэффициент сжимаемости Zcp по формуле (1.5). 9. Коэффициент динамической вязкости по формуле: (1.19) 10. Число Рейнольдса по формуле (1.4). 11. Коэффициент сопротивления трению по формуле (1.3) и коэффициент гидравлического сопротивления по формуле (1.2). 12. Определяем конечное давление во втором приближении по формуле (1.1). 13. Если полученный результат отличается от предыдущего приближения более, чем на 1 %, имеет смысл уточнить расчеты, выполняя третье приближение, начиная с п.3. Если результат удовлетворяет требованиям точности расчетов, переходим к следующему пункту. 14. Уточняется среднее давление по формуле (1.14). 15. Определяется конечная температура газа: . (1.20) На этом тепловой и гидравлический расчет участка газопровода заканчивается. Тепловой и гидравлический расчет магистрального газопровода был выполнен по программе “GAZOGOR 1. bas”, текст программы приведен в прил. 1. После проведения расчета получились следующие результаты: Гидpавлический и тепловой pасчет участка газопpовода Исходные данные Длина газопpовода ,км 86 Диаметp газопpовода внутpенний,м 1.384 Диаметp газопpовода наpужный,м 1.42 Плотность газа (пpи 20 С), кг/м3 .674 Pасход газа,млн.м3/сут 84.25 Начальное давление,МПа 6.8 Начальная темпеpатуpа, С 10 Темпеpатуpа гpунта, C -1 Коэффициент теплопередачи,Вт/(м2*К) 1.2 Эквивалентная шероховатость,мм .03 Гидравлическая эффективность .95 Pезультаты pасчета Конечное давление,МПа ... 5.538728 Конечная темпеpатуpа , С ... 3.085052 1.4. Расчет режима работы КЦ-4 Одним из основных элементов любой режимнотехнологической задачи транспорта газа по магистральному газопроводу является гидравлический и энергетический расчет режимов работы компрессорной станции. Такие задачи возникают на различных уровнях диспетчерской службы магистрального газопровода как при планировании режимов работы, так и при контроле и анализе фактических режимов работы КС. Основной задачей расчета при диспетчерском контроле и анализе режимов работы КС является определение энергетических показателей работы ГПА, цеха и КС, т.е. расходуемой мощности N, коэффициента полезного действия , затрат топливного газа на компримирование с целью оценки технического состояния газоперекачивающих агрегатов на основе нормативных отраслевых показателей и оценки эффективности принятых режимов работы. Планирование режимов работы газопровода подразумевает расчет основных параметров потока газа (P, T, Q) на входе и выходе каждого компрессорного цеха и параметров работы каждого ГПА (, N, QВС, nCT, nТВД) для проверки технологических ограничений и выбора наиболее эффективного режима работы. Решение задачи оценки эффективности реконструкции КС с целью сокращения расходов ТЭР, улучшения условий труда невозможно без выполнения многовариантных расчетов режимов работы КС при использовании на них более совершенных и перспективных ГПА. Для расчетов режимов работы КС применяются характеристики НЦ [5], представляющие зависимость степени повышения давления , политропического к. п. д. ПОЛ и приведенной относительной внутренней мощности (1.21) от приведенной объемной производительности (1.22) при различных значениях приведенных относительных оборотах , (1.23) где ВС, zВС, TВС, Q ВС – соответственно плотность газа, коэффициент сжимаемости, температура газа и объемная производительность НЦ, приведенные к условиям всасывания; R – газовая постоянная; zПР, RПР, TПР – условия приведения, для которых построены характеристики; Ni – внутренняя (индикаторная) мощность; n, nН – соответственно рабочая частота вращения вала НЦ и номинальная частота вращения. Одним из универсальных видов характеристик НЦ является приведенная характеристика (рис.1.2). Порядок определения рабочих параметров следующий: По известному составу газа, температуре и давлению на входе в НЦ определяется коэффициент сжимаемости zВС; Определяется плотность газа ВС и производительность нагнетателя при условиях всасывания ; (1.24) ; (1.25) , (1.26) где QКС=Q, QЦН – соответственно производительность КС и НЦ при стандартных условиях; mН – число параллельно работающих НЦ (групп НЦ). QНОМ – номинальная производительность НЦ при стандартных условиях, млн.м3/сут. Рис. 1.2. Приведенная характеристика ВНИИГаза Задаваясь несколькими (не менее трех) значениями оборотов ротора в диапазоне возможных частот вращения ГПА, определяются QПР и [n / nН]ПР. Полученные точки наносятся на характеристику и соединяются линией (плавная кривая abc на рис. 1.2). Определяется требуемая степень повышения давления , (1.27) где РВС ,Рнаг – соответственно номинальное давление на входе и выходе НЦ. Проведя горизонтальную линию из до кривой abc найдем точку пересечения. Восстанавливая перпендикуляр до пересечения с горизонтальной осью, находим QПР. Аналогично определяются ПОЛ и [Ni /ВС]ПР. Значение QПР должно удовлетворять условию QПР QПР min, где QПР min – приведенная объемная производительность на границе зоны помпажа (расход, соответствующий левой границе характеристик НЦ). Определяется внутренняя мощность, потребляемая НЦ , (1.28) где n – фактическая частота вращения ротора НЦ, определяемая из (1.22) , (1.29) Определяется мощность на муфте привода , (1.30) где NМЕХ –механические потери мощности в редукторе и подшипниках НЦ при номинальной загрузке (табл.1.4). таблица 1.4. Механические потери мощности для некоторых типов НЦ
Вычисляется располагаемая мощность ГТУ , (1.31) где NeН – номинальная мощность ГТУ; kН – коэффициент технического состояния по мощности; kОБЛ – коэффициент, учитывающий влияние системы противообледенения (при отключенной системе kОБЛ=1); kУ – коэффициент, учитывающий влияние системы утилизации тепла; k t – коэффициент, учитывающий влияние атмосферного воздуха на мощность ГТУ; TВОЗД, TВОЗДН – соответственно фактическая и номинальная температура воздуха,К Значения NeН, kН , kОБЛ , kУ , k t , TВОЗДН принимаются по справочным данным ГТУ. Производится сравнение Ne и NeP . должно выполняться условие Ne NeP. При невыполнении этого условия следует увеличить число mН и повторить расчет начиная с пункта 2. Определяется температура газа на выходе НЦ , (1.32) где k – показатель адиабаты природного газа, k=1,31. 1.4.1. Математическая модель ЦН-16/76 Предполагая, что компримирование газа в НЦ является стационарным политропическим процессом сжатия, теоретическая зависимость для внутренней мощности имеет вид (1.33) где m - показатель политропы, РВС , QВС - давление и производительность при условии всасывания НЦ, = PНАГ/РВС - степень повышения давления при компримировании. В связи со сложностью процессов, происходящих при сжатии газа, их аналитическое описание является достаточно громоздким. Практика показала, что гораздо проще можно получить графические характеристики по результатам стендовых испытаний и представить их в приведенных координатах, используя при этом аппарат теории подобия и размерностей [4]. Расчетные газодинамические характеристики нагнетателя 16/76 представлены на рис. 1.3,1.4,1.5. Наибольшее распространение в практике расчетов режимов работы ГПА получили характеристики НЦ, выпускаемые ВНИИГАЗом [5] и представленные в виде зависимостей степени повышения Значения расчетных величин: [Тн]пр=288К; Rпр=51,8 кГ·м/(кг·К); Zпр=0,901; nн=4900 об/мин; Рис.1.3. График зависимости приведенной относительной внутренней мощности от приведенной объемной производительности З начения расчетных величин: [ Тн]пр=288 К; Rпр=51,8 кГ·м/(кг·К); Zпр=0,901; nн=4900 об/мин. Рис.1.4. График зависимости политропного КПД от приведенной объемной производительности Значения расчетных величин: [Тн]пр=288 К; Rпр=51,8 кГ·м/(кг·К); Zпр=0,901; nн=4900 об/мин. Рис.1.5. График зависимости квадрата степени сжатия от приведенной объемной производительности давления , политропического КПД НЦ ПОЛ и приведенной относительной внутренней мощности от приведенной объёмной подачи при различных значениях приведенных относительных оборотов ПР. = 1 (QВС. ПР; ); ПОЛ=2(QВС. ПР) (1.34) [ Ni / ВС ]ПР = 3 (QВС. ПР) , где (1.35) ; (1.36) (1.37) Опыт показывает, что при переходе к машинным методам расчета для создания математических моделей целесообразно использовать полиноминальную аппроксимацию. При этом достаточно описать характеристики для номинального значения n / , сокращая при этом объём вводимой информации в память ЭВМ, а в случае отклонения параметров от номинальных, воспользоваться соотношениями теории подобия: (1.38) (1.39) (1.40) Политропический напор НПОЛ принимается равным: , (1.41) где пол ПОЛ - политропический КПД нагнетателя, k - показатель адиабаты. Аппроксимация зависимостей выполняется в виде 2 = a0 + a1 QВС ПР + a2 QВС ПР2 + a3 QВС ПР3 (1.42) ПОЛ = k0 + k1 QВС ПР + k2 QВС ПР2 + k3 QВС ПР3 (1.43) Ni / ВС]ПР = c0 + c1 QВС ПР + c2 QВС ПР2 + c3 QВС ПР3 (1.44) Значения коэффициентов аппроксимации определены методом наименьших квадратов с использованием графических расчетных характеристик (рис.1.3,1.4,1.5) при номинальных значениях параметров и представлены в табл. 1.5. Таблица1.5. Коэффициенты аппроксимации характеристики центробежного нагнетателя НЦ-16/76
Степень сжатия для условий, отличных от номинальных будет определяться из соотношения, полученного с учетом уравнений (1.38)...(1.41) (1.45) Математическая модель НЦ кроме соотношений, связывающих основные параметры, включает группу условий, отражающих технологические ограничения на работу оборудования. Это ограничения по частоте вращения снизу и сверху, приведенной объемной производительности (снизу по приближению к помпажной зоне и сверху из-за резкого падения политропического КПД), а также ограничение по мощности сверху, т.е. (1.46) (1.47) (1.48) Кроме того, давление нагнетателя не должно превышать предельной величины, зависящей от технического состояния линейной части. Совокупность всех ограничений на технологические параметры описывает область допускаемых режимов (ОДР). Более полно ОДР ГПА может быть описана с учетом ограничений, вытекающих из специфических особенностей привода, и, в частности, газотурбинного двигателя. Дальнейший расчет режима работы КЦ-4 газопровода “Ямбург – Елец 1” произведем на ЭВМ при помощи программы “REG_GALI. bas”, текст которой приведен в прил. 2. После вычислений мы получили следующие значения: Январь +------------------------------------------------------------+ ¦ Расчет режимов работы К С КС Приозерная ( цех-4) ¦ ¦ Нагнетатель: H 16-76 ¦ ¦ Привод:ГПА-Ц-16 ¦ ¦------------------------------------------------------------¦ ¦ И с х о д н ы е д а н н ы е ¦ ¦------------------------------------------------------------¦ ¦ Плотность газа при норм.условиях ¦ 0.674 ¦кг/м^3 ¦ ¦ Производительность КЦ ¦ 84.250 ¦млн.м^3/сут ¦ ¦ Темп-ра наружного воздуха ¦ -5.000 ¦C ¦ ¦ Темп-ра газа на входе КЦ ¦ 3.000 ¦C ¦ ¦ Давление газа на входе КС ¦ 5.540 ¦МПа ¦ ¦ Атмосферное давление ¦ 760.000 ¦мм.рт.ст. ¦ ¦------------------------------------------------------------¦ ¦ Р е з у л ь т а т ы р а с ч е т а ¦ ¦------------------------------------------------------------¦ ¦ Число агрегатов в работе= 3 ¦ ¦------------------------------------------------------------¦ ¦ Показатель ¦ Размерность ¦ ¦ ¦------------------------------------------------------------¦ ¦ Производительность ¦ м^3/мин ¦ 372.354 ¦ ¦ Мощность ¦ кВт ¦ 8618.558 ¦ ¦ КПД ¦ ¦ 0.841 ¦ ¦ Число оборотов ¦ об/мин ¦ 5153.767 ¦ ¦ Степень сжатия ¦ ¦ 1.287 ¦ ¦ Темпер-ра на выходе ¦ K ¦ 296.315 ¦ ¦ Давление на выходе ¦ МПа ¦ 7.130 ¦ ¦ Расход топл. газа ¦ тыс.м3/ч ¦ 1.389 ¦ ¦ Прив.относ.мощность ¦ ¦ 0.516 ¦ ¦ Прив. относ. обороты ¦ ¦ 0.836 ¦ ¦------------------------------------------------------------¦ ¦ Суммарная мощность КЦ 25855.672 кВт ¦ ¦ Расход топливного газа КЦ 4.168 тыс.м.куб/ч ¦ +------------------------------------------------------------+ 1.5. Очистка газа на КС Очистка газа от механических примесей осуществляется для предотвращения загрязнений и эрозии линейной части газопроводов и оборудования на КС. К механическим примесям относятся частицы породы, выносимые газовым потоком из скважины, строительный шлам, оставшийся после окончания строительства или ремонта газопровода, продукты коррозии и эрозии внутренних поверхностей и жидкие включения конденсата и воды. По принципу работы аппараты для очистки газа от механических примесей подразделяются на следующие: работающие по принципу “сухого” отделения пыли; в таких аппаратах отделение пыли происходит в основном с использованием сил гравитации и инерции; к ним относятся циклонные пылеуловители, гравитационные сепараторы, различные фильтры (керамические, тканевые, металлокерамические и др.); работающие по принципу “мокрого” улавливания пыли; в этом случае удаляемая из газа взвесь смачивается промывочной жидкостью, которая отделяется от газового потока, выводится из аппарата для регенерации и очистки и затем возвращается в аппарат; к ним относятся вертикальные и горизонтальные масляные пылеуловители и др.; использующие принцип электроосаждения; данные аппараты почти не применяются для очистки природного газа. На промплощадке КЦ-4 Приозерного ЛПУМГ для очистки газа, поступающего по магистральному газопроводу, установлены вертикальные циклонные пылеуловители и гравитационные фильтры-сепараторы. 1.5.1. Пылеуловители 1.5.1.1. Назначение и принцип работы Пылеуловители предназначены для очистки газа от механических примесей, влаги и газового конденсата, на компрессорных станциях магистральных газопроводов. На промплощадке КЦ-4 Приозерного ЛПУМГ установлены 6 параллельных вертикальных циклонных пылеуловителей. Циклонный пылеуловитель (см. лист 4 в графической части) представляет собой сосуд цилиндрической формы с встроенными в него циклонами. Газ поступает через боковой верхний входной патрубок 2 в распределитель, к которому приварены своими входными патрубками звездообразно расположенные циклоны 3, которые закреплены неподвижно на нижней решетке. Очистка газа в циклонном пылеуловителе происходит за счет отбрасывания центробежной силой к периферии капельной влаги и твердых частиц. Отсепарированная жидкость и твердые частицы по дренажному конусу циклона попадают в грязевик. Для автоматического удаления собранного имеется дренажный патрубок 6. Закручивание потока осуществляется в циклонах по типу “улитка”. Эффективность очистки газа циклонами колеблется в пределах 85-98%. 1.5.1.2. Требования к пуску и останову аппарата Перед пуском аппарата в эксплуатацию магистральные и подводящие трубопроводы должны быть освобождены от посторонних предметов и строительного мусора для исключения забивания пылеуловителя и возможного разрушения его внутренних узлов и деталей [8]. Перед пуском аппарата в эксплуатацию необходимо произвести удаление воздуха из полости пылеуловителя продувкой инертным или природным газом. Вытеснение газовоздушной смеси считается законченным, когда содержание кислорода в газе, выходящем из аппарата, составляет не более 2% по показаниям газоанализатора. Повышение давления при пуске и снижение при останове должно производится постепенно, при этом гидравлические удары не допускаются. Порядок пуска пылеуловителя: Убедившись, что все операции по подготовке аппарата к пуску выполнены, необходимо преступить к следующему: открыть краны манометра и дифманометра; открыть кран на трубопроводе выхода газа; открыть байпасную задвижку на трубопроводе входа газа, плавно довести давление в аппарате до рабочего, постоянно наблюдая за показаниями манометра; открыть кран на трубопроводе входа газа; проверить перепад давления на аппарате при номинальном расходе; подготовить жидкостные линии; открыть вентили указателя уровня; открыть краны жидкостных линий; подготовить линии питания КИП и А; открыть общий отсечной кран; открыть краны контрольных приборов уровня и позиционеров автоматических кранов; проверить, что автоматические клапаны правильно обеспечивают спуск жидкости из аппарата; как только будет достигнут номинальный расход, необходимо отметить потерю давления, указываемую дифманометром с тем, чтобы в последующем можно было ориентироваться. Порядок остановки: закрыть кран на трубопроводе входа газа; закрыть кран на трубопроводе выхода газа; удалить жидкость и механические примеси из аппарата, слить жидкость из указателей уровня. Пуск и останов пылеуловителя в зимнее время следует производить в соответствии с “Регламентом проведения в зимнее время пуска, остановки, испытаний на плотность аппаратуры химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих заводов, а также газовых промыслов и газобензиновых заводов”. 1.5.1.3. Требования к эксплуатации пылеуловителя Эксплуатация пылеуловителя должна производится в соответствии с параметрами, указанными в прилагаемой к аппарату документации. Эксплуатация аппарата при условиях, отличающихся от указанных в прилагаемых к нему документах, допускается только после согласования с разработчиком технического проекта. В процессе эксплуатации пылеуловителя необходимо обеспечить непрерывную работу автоматического сброса жидкости (в исключительных случаях допускается кратковременная продувка вручную с периодичностью не реже 4-х раз в сутки). Пылеуловитель не реже одного раза в год должен быть остановлен и полностью очищен от жидкости и механических примесей. В случае необходимости аппарат должен быть отремонтирован. Работа пылеуловителя в условиях образования гидратов не допускается. Для осуществления контроля над скоростью коррозии расчетных элементов аппарата не реже одного раза в два года необходимо производить замер их толщин неразрушающими методами контроля. Система отопления пылеуловителя должна работать постоянно, не зависимо от того работает он или нет. Эффективная работа пылеуловителя гарантируется в диапазоне производительностей и давлений, приведенных на рис. 1.6. Производительность аппарата по газу при температуре и плотности газа, отличных от расчетных, определяется по графику рис. 1.7. или по формуле: Q1=Q· ; (1.49) где Q1 – производительность аппарата при требуемых условиях; Q – производительность аппарата по рис. 1.6 (при t=200С и =0,75 кг/м3) Ка – коэффициент изменения производительности аппарата (определяется по графику рис. 1.7). 2 МПа 9 8 3 106 10 5 15 20 25 30 35 40 Q Qmin Qmax 0,02 0,03 0,04 P=0,05МПа Р 5 6 7 4 Рис. 1.6. Зависимость производительности пылеуловителя от давления Q=f(P) при различных перепадах давления на аппарате К 273 333 313 293 Температура 0,90 0,95 1,05 1,15 1,10 1,00 1,20 1,25 0,75 0,7 0,8 =0,9 кг/м3 К 373 353 253 Рис. 1.7. Зависимость изменения коэффициента производительности аппарата К=f( ,Т) 1.5.1.4. Техническая характеристика и параметры аппарата Техническая характеристика и параметры пылеуловителя приведены в таблице 1.6. Таблица 1.6. Техническая характеристика и параметры пылеуловителя
*) Природный газ, механические примеси, конденсат, вода с метанолом или ДЭГом. Содержание жидкости на входе не более 5 мг/м3, мехпримесей не более 50 мг/м3. 1.5.2. Блок фильтра – сепаратора 1.5.2.1. Общие положения Блок фильтра-сепаратора (см. лист 5 в графической части) предназначен для окончательной очистки природного газа от жидкости и механических примесей, путем пропуска газа через фильтрующие элементы (фильтрующие патроны), оставшихся после прохождения газа через пылеуловители. Блок предназначен для установки на открытой площадке в районах со средней температурой наиболее холодной пятидневки до минус 60 0С. 1.5.2.2. Требования к пуску и останову блока Порядок пуска блока [9]: Закрыть продувочный кран на свечу. Открыть запорную арматуру на трубопроводе выхода газа. Открыть вентили манометра и дифманометра. Открыть байпас запорной арматуры на трубопроводе входа газа и плавно довести давление в фильтре-сепараторе до рабочего, постоянно наблюдая за показаниями манометра. Закрыть байпас на трубопроводе входа газа. Подготовить жидкостные линии: а) открыть задвижки перед камерами уровнемеров; б) открыть краны на дренажных линиях. Для включения линии обогрева необходимо открыть арматуру на входе и выходе теплоносителя в блок, закрыв перепускной вентиль и включить теплоспутники. При необходимости открыть аппаратуру на входе и выходе змеевика аппарата. Порядок останова блока: В случае необходимости останова блока для очистки и замены фильтрующих патронов или по другим причинам, останов блока необходимо выполнить следующим образом: а) закрыть кран на трубопроводе входа газа; б) закрыть кран на трубопроводе выхода газа; в) открыть продувочный кран на свечу; г) в случае длительного останова необходимо удалить жидкость и механические примеси из аппарата, трубопроводов, камер уровнемера, указателей уровня до открытия продувочного крана; д) отключить приборы КИП и А. 1.5.2.3. Требования к эксплуатации блока В процессе эксплуатации блока необходимо: Обеспечить непрерывную работу автоматического сбора жидкости из емкости (в исключительных случаях допускается кратковременная продувка вручную); Производить вручную продувку механических примесей через дренажный трубопровод не реже четырех раз в сутки. В зависимости от количества жидкости и механических примесей в газе периодичность ручной продувки может изменяться. Не реже одного раза в год блок должен быть остановлен, полностью освобожден от жидкости и очищен от мехпримесей. В случае необходимости блок должен быть отремонтирован. Работа блока в условиях образования гидратов не допускается. Для осуществления контроля над скоростью коррозии расчётных элементов блока не реже одного раза в два года необходимо производить замер их толщин неразрушающими методами контроля. Подогреватель фильтра-сепаратора должен использоваться для периодического подогрева жидкости в зависимости от условий эксплуатации. При температуре 5ºС и ниже система подогрева должна функционировать непрерывно, даже в случае останова блока. При останове блока при отрицательных температурах и отключенной системе подогрева жидкость из блока и системы подогрева необходимо слить. При эксплуатации блока необходимо периодически производить чистку и замену фильтрующих патронов. Чистка фильтрующих патронов производится при потере давления на фильтрующей насадке, превышающей на 0,03 МПа первоначальную потерю давления при новых чистых фильтрующих патронах. Предварительная чистка фильтрующих патронов производится при закрытой арматуре входа и выхода газа обратной циркуляцией газа через фильтрующие патроны при открытых кранах дренажа и продувки. При обратной продувке никакой другой расход газа, кроме созданного в рабочих условиях при декомпрессии, не должен проходить через фильтрующие патроны. Если после предварительной чистки фильтрующих патронов перепад давления на фильтрующей насадке не уменьшится, необходимо демонтировать фильтрующие патроны и провести их чистку. Если после двух, трех чисток частицы не могут быть удалены из фильтрующих элементов, то необходимо фильтрующие патроны заменить новыми. При регулярной работе в нормальных условиях необходимо прочищать фильтрующие патроны один раз в шесть месяцев. При необходимости подлежит дополнительно установить периодичность продувки и учесть это в инструкции по эксплуатации блока. При первом запуске блока на вновь вводимой компрессорной станции или после ремонта газопровода из за твердых частиц, которые попали в трубопровод, фильтрующие элементы могут загрязниться очень быстро, поэтому в течении нескольких месяцев после запуска необходимо часто производить чистку фильтрующих элементов, останавливая блок каждый раз, когда потеря давления на фильтрующих элементах превышает на 0,03 МПа первоначальное значение потери. Производительность блока по газу при изменении температуры и, соответственно, плотности газа определяется по графику рис.1.8 с учетом поправочного коэффициента, определяемого по графику рис.1.9 1.5.2.4. Техническая характеристика блока фильтра-сепаратора Техническая характеристика блока фильтра-сепаратора представлена в таблице 1.7. Таблица 1.7. Техническая характеристика блока фильтра-сепаратора
*1 – природный газ, механические примеси, углеводородный конденсат, вода с метанолом или ДЭГом. МПа Qр Р Δ Р=0,5 МПа 0,4 0,3 0,2 0,1 106 30 26 24 22 20 18 16 14 12 10 8 6 4 2 0 2,0 3,0 4,0 5,0 6,0 7,0 8,0 Рис. 1.8. Зависимость производительности фильтра– сепаратора от давления при различных перепадах давления на аппарате (при максимальном загрязнении фильтрующих патронов и при t=0 0С и Р=0,1МПа)* * При чистых патронах перепад давления на аппарате уменьшается ориентировочно на 50% (протокол результатов испытания фильтра – сепаратора на КС Акгалок ПО “Среазтрансгаз” от 9 марта 1981 г.). 1,25 1,20 1,15 1,10 1,05 1,00 0,95 0,90 К 253 273 293 313 333 353 373 Температура Рис. 1.9. Зависимость изменения коэффициента производительности аппарата К=f( ,Т) 1.6. Охлаждение газа | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||