Перечень нормативной литературы

• Название: Перечень нормативной литературы
• Дата: 12.05.2022
• Размер: 4 Mb.
• Имя файла: Vuzlit_138327.rtf
• Тип: Реферат; #526077
• страница: 3 из 6

,
где Рн, Рвх — соответственно атмосферное и рабочее (входное) давление, МПа, Рн = 0,1013Мпа, Рвх = Рк = 5,5МПа;

Тн, Твх — соответственно нормальная температура и рабочая, К, Тн = 273К, Твх = Тк= 289,55К;

z — коэффициент сжимаемости, z = 0,898;

ρн — плотность газа в нормальных условиях, кг/м3






Перепад давления в сепараторе согласно рекомендациям принимают равным 0,28 • 105 Па.

Условная скорость газа в корпусе циклонного элемента

Где λ — коэффициент гидравлического сопротивления циклонного элемента, равный 30.

Объем газа, проходящего через один циклонный элемент

где d — диаметр корпуса циклонного элемента, равный 0,052 м.

Общий расход газа через один пылеуловитель

где n — число циклонных элементов, n = 100.

Секундный расход газа


где q — суточная производительность газопровода, м3/сут;

Рст — давление при стандартных условиях, равное 0,1013 МПа;

Тст — температура при стандартных условиях, равная 293 К.

Расчетное число циклонных пылеуловителей

Округляя, получим n0 = 6. С учетом резерва устанавливаем число пылеуловителей nуст = 7.

Компримирование газа

На основании предварительных данных проекта разработки сеноманской залежи на объем добычи газа 115 млрд. м3/год и с учетом потерь давления во внутрипромысловых коллекторах давление газа на входе ГКС составит 6,7 - 4,45 МПа. Максимальная производительность ГКС, которая согласно коэффициентам сезонной неравномерности приходится на 1 квартал, составит 392,2 млн. м3/сут. По 130,73 млн. м3/сут. на каждый цех.

Для компримирования газа на ГКС в третьем и втором компрессорном цехе устанавливаются по шесть газоперекачивающих агрегатов мощностью 16 МВт в блочно-контейнерном исполнении и по одному газоперекачивающему агрегату мощностью 25 МВт в легкосборном укрытии ангарного типа (шесть рабочих и один резервный). В третьем цехе устанавливается семь газоперекачивающих агрегатов мощностью 16 МВт в блочно-контейнерном исполнении (шесть рабочих и один резервный). Всего на ГКС к установке потребуется 21 агрегат (18 рабочих и 3 резервных).

К установке предлагаются газоперекачивающие агрегаты мощностью 16 и 25 МВт, предназначенные для транспортирования природного газа.

В качестве силового привода компрессора применена газотурбинная установка типа ГТУ-16 и ГТУ-25П соответственно с газотурбинным двигателем ДГ90Л2.1 и ПС-90ГП-2 (на базе высокоэффективного авиационного двигателя ПС-90).

В конструкции компрессора применен магнитный подвес. Система управления должна располагаться в блоке управления. Компрессор оснащен сухими газодинамическими уплотнениями. Система уплотнений компрессора состоит из собственно уплотнительных узлов и панели контроля и управления в комплекте с трубной обвязкой.

ГПА поставляются в климатическом исполнении УХЛ (ХЛ) и имеют возможность эксплуатироваться при температуре минус 60°С до плюс 45°С.

Оборудование ГПА выполнено в виде блочных конструкций. Блоки обеспечивают возможность их транспортировки железнодорожным, водным или специальным автомобильным транспортом. Максимальный вес блока не более 60 т. Упаковка и консервация блоков и оборудования обеспечивают их сохранность в течении двух лет со дня отгрузки изготовителем. допускается хранение блоков (кроме элементов САУ) на открытой площадке. Блоки обеспечиваются специальными приспособлениями, необходимыми для разгрузки и перегрузки.

Время запуска ГПА — не более 20 мин без учета предпусковой подготовки.

Конструкция ГПА обеспечивает его пуск и остановку при любом, в том числе полном рабочем давлении в контуре нагнетателя.

Предусмотрена возможность использования агрегата для опрессовки газопровода с превышением номинального давления за нагнетателем на 15%. Суммарная продолжительность работы при опрессовке до 200 ч/год.

Конструкция ГПА допускает понижение температуры внутри блоков на неработающем агрегате до температуры окружающей среды.

Охлаждение масла — воздушное.

Конструкция системы «силовая турбина - трансмиссия (промвал) - ротор нагнетателя» и ее упруго-демпферных опор должны обеспечивать отстройку критических скоростей вращения от рабочего диапазона не менее 25 %.

Снижение мощности и к.п.д. ГТУ по сравнению с номиналом за межремонтный период соответственно не более 4 % и 2 % (отн.), а к.п.д. нагнетателя — 1%.

Согласование номинальных (расчетных) параметров ГТУ и нагнетателя, как правило, удовлетворяет следующим условиям (СТО Газпром 2-3.5-051-06):

- состав природного газа, входное и выходное давление (отношение давлений), температура газа на входе нагнетателя - в соответствии с заданием

- частота вращения нагнетателя – 95-97,5 % частоты вращения силовой турбины ГТУ

- к.п.д. нагнетателя - в районе оптимума на его характеристике

- потребляемая мощность нагнетателя – 90-95 % мощности ГТУ

- производительность нагнетателя (коммерческая и объемная) - по расчету при указанных условиях.

Охлаждение газа.

После компримирования газ охлаждается в аппаратах воздушного охлаждения.

Установка охлаждения газа предназначена для охлаждения газа до температуры не выше 40°С после его компримирования в ГПА.

К установке в проекте приняты аппараты воздушного охлаждения газа типа АВГ-85МГ, предназначенные для охлаждения газообразных сред.

Количество АВО газа на КС определено исходя из оптимальной среднегодовой температуры охлаждения газа превышающей 10-15°С расчетную среднегодовую температуру наружного воздуха с учетом 10% запаса площади поверхности.

Аппараты предназначены для работы в макроклиматических районах со средней температурой воздуха самой холодной пятидневки не ниже 55°С, с сейсмичностью до 7 баллов (СНиП П-7), скоростным напором ветра по IV географическому району (СНиП 2.01.07) и давлением до 8,0 МПа (80 кгс/см2).

Аппараты изготавливаются одинарными и стыкуемыми.

Аппараты комплектуются:

- передвижной площадкой обслуживания

- тележкой для выкатки электродвигателя

- приспособлением для съема колеса вентилятора

Расчетная температура газа на входе в АВО принята исходя из работы агрегатов на степень сжатия 1.7, 44 °С - зимой и 55 °С — летом.

Подключение секций АВО принято по параллельной схеме работы, обвязка АВО коллекторная.
4.2.2 Расчет аппаратов воздушного охлаждения газа

Параметры аппарата воздушного охлаждения:

• 
  поверхность теплообмена Fаво, м2, Fаво = 9860 м2;
  
• 
  число рядов nр, nр = 6;
  
• 
  длина труб, l , м, l = 12;
  
• 
  число ходов nх, nх = 1;
  
• 
  электродвигатель мощностью N, кВт, N =39 кВт;
  
• 
  объёмный расход воздуха 1 вентилятора, υ, м3/с, υ = 125 м3/с.
  

Определим количество АВО газа n, шт.,
,
где Qпр – количество тепла отдаваемое охлаждаемым газом, Вт,
Qпр = G  Cp  ( ),
Где G – расход газа через АВО, кг/ч,

G = ρст·Qаво
Где Qаво – расход газа, млн. ст. м3/сут,

= 130,73 млн. м3/сут

G = 0,68130,73 = 88,8964 млн. кг/сут = 37,04105 кг/ч.

Ср – средняя изобарная теплоёмкость газа, ккал/кгК,

Ср = 1,695 + 1,838  10-3  Тср + 1,96  106

Где Тср – средняя температура газа, К,
Тср = ,
Т – температура на входе АВО, К, = 322,5 К;

T – температура на выходе АВО, К,
Т = t1 + (10÷15),
Где t1 – температура воздуха на входе в АВО, К,
t1 = Ta + δTa,
где Та – среднегодовая температура окружающего воздуха, К, Та = 265К;

δTа – поправка на изменчивость климатических данных, К, δTa = 5 К;

t1 = 265 + 5 = 270 К,

Т = 270 + 15 = 285 К,

Тср = К,

Ср =1,695 +1,838·10-3·303,75 + 1,96·106 · =

= 1,45 кДж/кг·К = 0,346 ккал/кг·К,

Qпр = 37,04·105·0,346·(322,5 – 285) = 48059,4 кВт.

Кнп – коэффициент теплопередачи, отнесённый к полной поверхности оребрённой трубы с учетом загрязнений, Вт/м2К, Кнп = 25 Вт/м2К;

– средний температурный напор, К,
=  εΔt,
Где – средний логарифмический температурный напор, К,
=
Где – температурный напор в начале аппарата, К,
= Т – t2,
где t2 – температура воздуха на выходе из АВО, К;
t2 = t1 + Δt0 kΔt,
где Δtо повышение температуры воздуха при нормальных условиях, К,


Где Q – количество тепла, передаваемого в аппарате, кВт, Qпр= 58032,76кВт;

Υ – объёмный расход воздуха через один вентилятор, υ = 125 м3/с;

N – количество вентиляторов в аппарате, в зависимости от типа аппарата и длины труб, n = 6;

M – ориентировочное число АВО газа, m = 23;

Кж – коэффициент, учитывающий количество жалюзи; ввиду того, что жалюзи нет, принимаем Кж = 1;

Δtо = = 2,78 К,

kΔt – поправочный коэффициент, зависящий от высоты местности над уровнем моря и температуры окружающего воздуха

kΔt = 0,92

t2 = 270 + 2,78·0,92 = 272,6 К,

= 322,5 – 272,6= 49,9 К,

– температурный напор в конце аппарата, К,
= Т – t1
= 285 – 270 = 15 К,

= К,

εΔt – поправочный коэффициент, зависящий от количества ходов.

Для определения поправочного коэффициента εΔt, находим следующие вспомогательные величины,

R =
R = = 14,42
Р = .
Р = = 0,05.

εΔt=0,34

= ·0,34 = 10,013 К,

Количество АВО газа n,

n = ,

Принимаем количество АВО равным n = 24.

К установке на площадке по результатам предварительного расчета потребуется 24 аппарата по типу АВГ-85 МГ для каждого КЦ.

Система подготовки газа собственных нужд.

Система подготовки газа собственных нужд предназначена для подготовки газа с целью использования его на собственные нужды КС и в качестве импульсного газа для управления пневмокранами.

Для качественной подготовки газа собственных нужд, принят блок-бокс разработки ЗАО «Уромгаз».

Производительность блока, м3/ч:

- на котельную—470

- на водонагреватель «ВЕГА» - 60

Давление на входе в блок - 6,7 МПа (80 кг/см2).

Давление на выходе из блока - 0,6 МПа.

Температура на выходе из блока - плюс 100 °С.

Для подготовки импульсного газа для управления пневмоприводными кранами Ду 200 и менее и КИП предусмотрена установка подготовки импульсного газа автоматизированная (УПИГА).

Расчетный расход газа через УПИГ, Нм3/ч по импульсному газу 500 при давлении на входе в УПИГ 6,7 МПа (80 кг/см2).

Обеспечение ГПА маслом.

Для обеспечения маслом газоперекачивающих агрегатов предусматривается склад масла в таре.

Вместимость склада масла в таре согласно ОНТП 51185* (с изм. 1-7) должна обеспечивать подпитку ГПА маслом в течение шести месяцев, а также 50% запаса объема маслосистемы всех устанавливаемых ГПА.

Подача масла к маслобаку газоперекачивающих агрегатов предусматривается передвижная маслозаправочная установка.

Маслозаправочная установка по типу (МЗУ01-02) конструктивно выполнена для возможности эксплуатации при низких температурах окружающей среды в климатическом исполнении «ХЛ» и предназначена для восполнения безвозвратных потерь масла в маслобаках ГТД и ЦБ нагнетателя.

Для выполнения вышеуказанных работ производятся следующие операции:

- прием масел в баки МЗУ из стационарных емкостей склада ГСМ с помощью стационарного насоса склада ГСМ или из бочек - переносными насосами

- транспортирование масел в баках МЗУ

- подогрев масел в баках МЗУ

- заправка масел в баки ГТД

Основным конструктивным элементом МЗУ является маслонапорная станция (МНС), состоящая из двух раздельных гидравлических систем для разных типов масел, расположенная в термоконстантном фургоне прицепа.

МНС включает в себя два бака по 300 литров для каждой гидравлической системы, систему маслопроводов с фильтрами и запорной арматурой, а также насосы для перекачивания масел.

Конструкция присоединительных частей маслопроводов обеспечивает быстрое присоединение и отсоединение заправочных шлангов, а также исключает протечки масел во время заправки и операции отсоединения аправочных шлангов.

Все металлические элементы МНС, соприкасающиеся с маслом, выполнены из нержавеющей стали.

МЗУ снабжена системой контроля и сигнализации за основными параметрами, обеспечивающими работу установки — уровнем масла в баках, давлением в трубопроводах, температурой масла в баках, а также системой автоматического поддержания необходимой температуры воздуха внутри фургона во время простоя в период низких температур наружного воздуха.

Для эффективного прогрева оборудования внутри фургона, а также для снижения теплопотерь при открывании дверей в зимний период, МЗУ снабжена воздушно - тепловыми завесами.

Выносной пульт управления, расположенный на наружной поверхности задней двери фургона, обеспечивает управление установкой без открывания дверей и полностью дублирует работу основного пульта управления, находящегося внутри фургона.

Для очистки масел в маслобаках газоперекачивающих агрегатов предлагается передвижная установка СОГ.

По эффективности очистки от механических загрязнений стенды СОГ эквивалентны 5-микронному авиационному фильтру, но на два порядка выше по грязеемкости. Кроме того, они способны удалять нерастворенную воду. Затраты на эксплуатацию стенда СОГ несоизмеримо малы по сравнению с использованием в процессе очистки жидкостей авиационного фильтра. Это важнейшее конкурентное преимущество по сравнению с традиционными способами очистки.

Компактность и мобильность стендов СОГ позволяют применять их непосредственно на рабочих местах около оборудования. Использование в конструкции сверхтвердых антифрикционных материалов для подшипников быстро вращающихся центрифуг обеспечивает высокую эксплуатационную надежность стендов.

Дренаж масел от ГПА должен предусматриваться в подземные дренажные емкости. Емкость может предусматриваться одна на цех или индивидуальная на каждый ГПА.
4.3 Основное технологическое оборудование
Основным технологическим оборудованием головной компрессорной станции на Заполярном НГКМ являются газоперекачивающие агрегаты, предназначенные для компримирования газа и обеспечивающие необходимый режим транспортировки газа по магистральным газопроводам. В трех компрессорных цехах ГКС на Заполярном НГКМ предполагается расположить девятнадцать компрессорных агрегатов ГПА-Ц-16С и два компрессорных агрегата ГПА-25 «Урал», общей мощностью 354 МВт.
4.4 Геодезические работы
Геодезические работы должны выполняться в объеме и с точностью, обеспечивающей соответствие проектным решениям по расположению и геометрическим параметрам требованиям строительных норм и правил.

Заказчик создает геодезическую разбивочную основу для строительства и не позже чем за 10 дней до начала строительно-монтажных работ передает подрядчику техническую документацию на нее и закрепленные на местности знаки этой основы.

Разбивочные работы выполняются на основе генерального плана, строительных чертежей, проекта вертикальной планировки, плана подземных коммуникаций и плана геодезической разбивочной основы.

Геодезическая подготовка проекта включает:

- составление разбивочных чертежей с приведением данных привязки главных и основных осей сооружения и пунктов геодезической разбивочной сети

- разработку проекта производства геодезических разбивочных работ.

Обеспечение необходимой точности основных разбивочных работ на стройплощадке осуществляется методами - полигонометрии и засечек.