МУ к ИАР Транспорт газа. Тюменский индустриальный университет Институт транспорта
 Скачать 4.9 Mb.
|
|
4. ПОДБОР ПЫЛЕУЛОВИТЕЛЕЙ Методика определения числа масляных пылеуловителей изложена в [4]. Потребное количество пылеуловителей циклонного (мультициклонного) типа определяется следующая образом. Первоначально уточняется рабочее давление пылеуловителя (оно равно давлению газа на входе КС). Затем по характеристике пылеуловителя (приложение 6) определяются его минимально и максимально допустимые производительности Qmin и Qmax. При отличии плотности транспортируемого газа при стандартных условиях от 0,75 кг/м3 полученные значения Qmin и Qmax корректируются по приложению 10. По уточненным значениям производительностей определяется потребное число пылеуловителей таким образом, чтобы при отключении одного из аппаратов, нагрузка на оставшиеся в работе не выходила за пределы их максимальной производительности Qmax , а при работе всех аппаратов - не выходила за пределы минимальной производительности Qmin. При этом в любом режиме работы общие потери давления на стороне всасывания КС не должны превышать нормативных величин (приложение 8). Количество пылеуловителей находим по формуле:  (48) (49)где  и  - максимально и минимально допустимое количество пылеуловителей, шт. - суточная производительность КС,   ,  - минимальная и максимальная производительности пылеуловителей, 5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЧИСЛА КС И ИХ РАССТАНОВКА ПО ТРАССЕ МГ Число КС и их размещение по трассе должны обеспечивать транспорт газа в заданном объеме, возможность реализации максимальной пропускной способности и работу оборудования и всего газопровода с максимальной эффективностью. В некоторых случаях может оказаться экономически целесообразным при определении числа КС и их расстановке учитывать необходимость покрытия часовой неравномерности потребления газа. Прежде всего, это касается длины последнего участка. Как было показано, максимальная эффективность работы МГ достигается при максимальном давлении газа на выходе КС, т. е. станции следует разместить таким образом, чтобы давление на входе КС позволяло при максимальном использовании располагаемой мощности ГПА получить максимальное давление на выходе станции. Повышение эффективности работы МГ объясняется двумя причинами. Во первых, при перемещении КС к началу трубопровода повышается давление газа на входе в станцию, что приводит к снижению объемной производительности на входе в компрессоры и, как следствие, к повышению степени сжатия КС. Во вторых, повышение давления газа в участке приводит к уменьшению его объема, следовательно, к снижению скорости течения газа и потерь давления на преодоление сил трения. При прочих равных условиях длина участка зависит от перепада давления в нем и поэтому будет различна для участков между КС и для конечного участка. Для определения длин участков воспользуемся уравнением пропускной способности:  ; (50) ; (51)где индекс к относится к конечному участку газопровода с= 105,087. Для определения внутреннего диаметра необходимо определить толщину стенки расчетную толщину стенки трубопровода δ, мм, следует определять по формуле  (52)При наличии продольных осевых сжимающих напряжений толщину стенки следует определять из условия  (53)где n - коэффициент надежности по нагрузке - внутреннему рабочему давлению в трубопроводе, принимаемый для МГ: n =1,1; Р – рабочее давление, МПа; Dн - наружный диаметр трубы, мм; R1 – расчетное сопротивление растяжению металла труб, МПа; ψ1 - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние труб  (54)где  нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла труб, принимается равным пределу прочности σвр,МПа (принять равным 490 МПа); m – коэффициент условий работы трубопровода принимаемый по приложению 12; k1 - коэффициент надежности по материалу (в расчетах принять 1,4), kн – коэффициент надежности по назначению трубопровода приложение 13. (55)где σпр.N - продольное осевое сжимающее напряжение, МПа.  (56)где α, Е, μ – физические характеристики стали, принимаемые α =1,2•10-5 (1/0С),E=2,06•106(МПа), μ=0,3 ; Δt – температурный перепад, 0С, Δt= tэ – tф; tэ – принимаем равной средней температуре перекачиваемого продукта на участке, tф – принимаем равной температуре воздуха самого холодного месяца в году, Dвн – диаметр внутренний, мм, с толщиной стенки δ, рассчитанной по формуле (1), Dвн = Dн –2 δ. Полученное расчетное значение толщины стенки трубы округляется до ближайшего бóльшего значения, предусмотренного государственными стандартами или техническими условиями на трубы. Расстояние между КС при P1 = Рmах зависит от давления в конце участка, т. е. в конечном счете, от степени сжатия установленных на станции компрессоров. Степень сжатия КС и компрессоров следует определять из условия полного использования располагаемой мощности ГПА. Определим во сколько раз длина последнего участка больше длины промежуточных участков  . (57)Так как в дальнейшем длины участков будут уточняться, то вторым сомножителем в (57) можно пренебречь. Зная длину всего МГ L и длины участков можно определить теоретическое число КС n0  . (58)Теоретическое число КС, как правило, получится в виде неправильной дроби и появляется проблема округления этой величины. Округление в меньшую сторону приведет к снижению пропускной способности МГ и при недопустимости этого по условиям заказчика потребуется сооружение лупингов на всех участках газопровода, что при эксплуатации создаст дополнительные трудности. При округлении числа КС в большую сторону пропускная способность МГ возрастет, что хорошо с точки зрения покрытия сезонной неравномерности потребления газа. Чаще всего число КС округляется в большую сторону. После округления числа станций необходимо уточнить длины участков. Для этого воспользуемся уравнением (54):  ; (59) . (60)Расстановка КС в соответствии с (59) и (60) справедлива в случае использования ГПА с электроприводом, когда производительность МГ от участка к участку не меняется. Если на КС установлены ГПА с приводом от газовой турбины или двигателя внутреннего сгорания, то часть транспортируемого газа будет потребляться на собственные нужды и производительность МГ будет от участка к участку снижаться. Для такого газопровода производительность каждого участка можно записать следующим образом Qi=Q — QТГ. i, (61) где Qi - производительность i-го участка;Q - производительность поступления газа на головную КС;QТГ - объем потребляемого КС топливного газа; i - номер КС по ходу газа. Используя уравнение пропускной способности участка, запишем соотношение длин участков с различной производительностью  . (62)Тогда для принятого числа КС можно записать длину газопровода как сумму длин участков его составляющих  (63)где l - средняя длина участка между КС. При принятом числе КС из (63) определяется средняя длина участка между КС. Затем, используя (62) рассчитывается длина всех промежуточных участков. Определяется длина конечного участка. Правильность принятого числа КС проверяется по пропускной способности участков. Расстановка КС с учетом топливного газа позволяет повысить эффективность работы МГ при принятом числе станций, а в некоторых случаях и уменьшить число КС. СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ СНиП 23-01-99* Строительная климатология. Перевощиков С.И. Проектирование и эксплуатация компремморных станций: Учебное пособие. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2000. - 100с. Справочник инженера по эксплуатации нефтегазопроводов и продуктопроводов. / Под общей редакцией Ю.Д. Земенкова. – М.: Инфра-Инженерия, 2006. – 928с. Типовые расчеты в системах транспорта и хранения нефти и газа: Учебное пособие./Под общей редакцией Ю.Д. Земенкова. – СПб.: Недра, 2007. – 599 с. ПРИЛОЖЕНИЕ 1 Значение коэффициента 
Приложение 2 Соотношение количества рабочих и резервных ГПА на КС однониточных газопроводов (1)
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||