Устройство и расчет линейной части магистрального газопровода
 Скачать 5.38 Mb.
|
|
Функция защиты. Имеются 4 главные защитные цепи для АО ГПА. 1.превышение допустимой скорости валов ТВД и ТНД. 2. превышение допустимой температуры выхлопных газов. 3. превышение допустимого уровня вибрации подшипников турбины. 4. отсутствие пламени в КС.  Наряду с указанными защитами система имеет ряд сигнализаторов дискретного действия / датчики температуры, давления смазки, давления гидравлического масла, Т и ПГ, параметров нагнетателя и вспомогательных устройств и систем ГПА, пажаро - тушения, ВЗК, выхлопной шахты, кранов технологической обвязки.[10]1.6. Виды технического обслуживания газоперекачивающих агрегата На компрессорной станции действует регламент технического обслуживания, предус матривающий проведение комплекса работ по поддержанию агрегата в работоспособном состоянии в течение установленного заводом-изготовителем моторесурса. Регламент предусматривает проведение следующих видов работ: техническое обслуживание работающего (ТО 1-3) или находящегося в резерве (ТО 1-5) агрегата, включающее технические осмотры, проверки состояния, контроль и измерение рабочих параметров и другие виды работ в зависимости от времени наработки или нахождения в резерве; ревизию камеры сгорания и нагнетателя (ТО 4); средний и капитальный ремонты.  Средний ремонт (СР)– комплекс профилактических ремонтных работ на отдельных узлах ГПА, выполняемых для восстановления эксплуатационных характеристик агрегата при падении мощности на 15% и обеспечение его надежной эксплуатации до ближайшего капитального ремонта. При среднем ремонте обязательна дефектоскопия отработавших эксплуатационный ресурс узлов и деталей с заменой или ремонтом изношенных и поврежденных. Средний ремонт проводят между капитальными для устранения утечек масла и газа через разъемы корпусов, уплотнения, фланцы трубопроводов и т. д., причин повышенной вибрации и других явно выраженных неисправностей. Кроме того, необходимость в среднем ремонте возникает для предупреждения скрытых отказов износового и усталостного характера. Объем работ при среднем ремонте окончательно определяется только после вскрытия и проведения дефектоскопии. Вполне возможно, что агрегат, остановленный для проведения среднего ремонта, будет ремонтироваться в объёме капитального.Капитальный ремонт (КР) – комплекс ремонтных работ, заключающийся в полной разборке и дефектоскопии основного и вспомогательного оборудования агрегата, замене отработавших заводской ресурс или ремонте отбракованных по техническим условиям составных частей, в том числе и базовых, регулировке и испытании систем КИП и автоматизированной системы управления, выполнении работ для восстановления эксплуатационных характеристик при падении номинальной мощности более чем на 25%.[11] В табл.4. приведены обьемы работ при проведении ТО 4, среднего и капитального ремонта ГГП  Периодичность технического обслуживания и ремонта ГПА приведена в табл.5.Таблица 4.-Объёмы работ при проведении ТО 4, среднего и капитального ремонта ГПА
 Таблица 5 - Периодичность технического обслуживания и ремонта ГПА
 2. Расчётная часть 2.1. Расчёт линейной части магистрального газопровода Цель: рассчитать основные параметры, характеризующие работу магистрального газопровода. Задание: выполнить расчёт линейной части магистрального газопровода протяжённостью 𝐿мг = 1230 км с годовой производительностью 𝑄г = 30 млрд. м³/год. Рабочее давление газа 𝑝раб = 5,5 МПа, давление газа на входе в КС 𝑝вс = 3,9 МПа. Максимальная температура газа в начале магистрального газопровода 𝑇н𝑚𝑎𝑥 = 39 °C, минимальная температура газа в начале магистрального газопровода 𝑇н𝑚𝑖𝑛 = -2 °C. Решение: Определение оптимальных параметров магистрального газопровода. По заданной годовой производительности и принятому рабочему давлению газа по таблице выбирается ориентировочное значение диаметра магистрального газопровода  . Таким образом, выбирается двухниточный магистральный газопровод сгодовой производительностью по 30 млрд. м3/год с =1220.2. Выбор основного оборудования КС. Суточная производительность магистрального газопровода:  ,где  -коэффициент надёжности магистрального газопровода, учитывающий необходимость компенсации снижения производительности магистрального газопровода из-за вынужденных простоев и ремонтно-технического обслуживания;  -– коэффициент экстремальных температур, учитывающий необходимость компенсации снижения пропускной способности магистрального газопровода, связанного с влиянием высоких температур окружающей среды;  -коэффициент расчётной обеспеченности газоснабжения потребителей, отражающий необходимость увеличения пропускной способности магистрального газопровода для обеспечения дополнительных поставок газа потребителям в периоды повышенного спроса на газ;  -количество суток работы магистрального газопровода в год.Оценочные значения коэффициента определяются по таблице.Таким образом =0,96. = 0,98 – для магистральных газопроводов длиной более 1000 км; = 0,98 – для базовых и распределительных магистральных газопроводов.Тогда получаем  Газоперекачивающее оборудование выбирается исходя из суточной производительности и принятого рабочего давления. При этом желательно, чтобы число центробежных нагнетателей (ЦН) было ближе к целому числу. Выбираем ЦН марки ГПА-Н-16-75, тип привода ГТУ-Т16 [6]. Число ЦН:  где  -номинальная подача ЦН, приведённая к стандартным физическим условиям [6].Принимаем  = 1 центробежных нагнетателей.3. Определение конструктивных и прочностных параметров трубопровода. Расчёт толщины стенки магистрального газопровода производится в соответствии со СНиП 2.05.06-85, т. е.  где  -коэффициент надёжности металла трубопровода металла трубопровода по нагрузке;  -наружный диаметр трубы;  -расчётное сопротивление металла трубы.Расчётное сопротивление металла трубы определяется как:  где  -минимальное значение временного сопротивления металла труб в зависимости от выбранного класса прочности; m – коэффициент условий работы трубопровода; 𝑘1 – коэффициент безопасности по материалу.Для трубопровода класса прочности К60 = 588 МПа [6].Для транспортировки природного газа по трубопроводу диаметром 1000 мм и более категории III магистральных трубопроводов значение коэффициента m = 0,9 [6]. Для сварных труб из нормализованной и горячекатаной низколегированной стали, изготовленных двусторонней электродуговой сваркой и прошедших 100 %-ный контроль сварных соединений неразрушающими методами 𝑘1 = 1,47 [6].  Коэффициент надёжности металла трубопровода зависит от диаметра трубопровода, т. е. 𝑘н = 1 для 𝑑у = 1220 мм [6].Тогда расчётное сопротивление металла трубы для 𝑑у = 1220 мм  Толщины стенки магистрального газопровода для 𝑑у = 1220 мм  Принимаем  После определения толщины стенки на ряде участков магистрального газопровода необходимо выполнить проверку на прочность исходя из возможности существования осевых сжимающих напряжений. Осевые напряжения в трубопроводе, определяются как  где  -– коэффициент линейного расширения металла трубы (для стали  1/°С; Е- модуль упругости металла (для стали Е=2,06·105 МПа); t- расчётный температурный перепад, равный разности между температурой укладки трубопровода и максимальной или минимальной температурой стенки трубопровода; t=10°С;  - коэффициент Пуассона;  -внутренний диаметр трубопровода.Внутренний диаметр трубопровода для 𝑑у = 1220 мм  Осевые напряжения в трубопроводе для 𝑑у = 1220 мм  Далее проверяется прочность подземного трубопровода по следующему условию:   где  – коэффициент, учитывающий двухосное напряжённое состояние металла труб, принимаемый при  Тогда для   Таким образом, условия прочности выполняются. 4.Расчёт теплофизических свойств транспортируемого газа. Основными свойствами газа, необходимыми для выполнения технологического расчёта магистрального газопровода, являются: плотность, молярная масса, газовая постоянная, критические температура и давление, относительная плотность газа по воздуху. Расчёт данных параметров выполняется на основании норм технологического проектирования [6]. В таблице 6 представлен состав месторождения и общая характеристика его компонентов. Таблица 6 - Состав месторождения и общая характеристика компонентов
Молярная масса природного газа определяется как:  где  -концентрация i-го компонента газа;  -молярная масса i-го компонента газа.Тогда  Плотность природного газа, транспортируемого по магистральному газопроводу при стандартных условиях (  )  где  -универсальная газовая постоянная;  ;  -коэффициент сжимаемости природного газа при стандартных условиях.Относительная плотность природного газа по воздуху определяется как  где  -плотность воздуха при стандартных условиях;  Коэффициент сжимаемости природных газов при давлениях до 15 МПа и температурах 250–400 K  где        , -– критические значения давления и температуры i-го компонента газовой смеси;  , -приведённые значения давления и температуры; , -приведённые критические значения давления и температуры.Тогда          Плотность природного газа, транспортируемого по магистральному газопроводу  Относительная плотность природного газа по воздуху  Динамическая вязкость природных газов при давлениях до 15 МПа и температурах 250–400 K определяется как  где      5.Определение расстояния между КС. Расстояние между КС магистрального газопровода определяется исходя из расчётного соотношения пропускной способности магистрального газопровода, т. е.  Принимаем  . Для определения расстояния между КС принимается ориентировочное значение средней температуры, т. е. где  -температура окружающей среды на глубине заложения магистральногогазопровода; -271 К;  -температура газа на входе в линейный участокмагистрального газопровода, которую можно принять равной 303–313 K. Тогда  Давление в начале участка магистрального газопровода на выходе из КС  где  -– давление газа на выходе из КС;   -потери давления в трубопроводе между компрессорным цехом и узлом подключения к линейной части магистрального газопровода; Тогда  Давление в конце участка магистрального газопровода определяется как  где  -давление газа на входе в КС;  -потери давления газа на входе в КС с учётом потерь давления в подводящих шлейфах и на узле очистки газа;  Тогда  Коэффициент гидравлического сопротивления  где Е- – коэффициент гидравлической эффективности, принимаемый для новых труб, равным 0,95 [3, 4];  -– коэффициент сопротивления трению.Для характерного для магистральных трубопроводов режима квадратичного сопротивления   где  -эквивалентная шероховатость труб (для труб без внутреннего гладкостного покрытия; -0,03 мм, для труб с внутренним гладкостным покрытием =0,01 мм; Re– число Рейнольдса; Re= Таким образом, для    Среднее давление в магистральном газопроводе можно определяется как  Расстояние между КС магистрального газопровода для 𝑑у = 1220 мм  6. Уточнённый тепловой и гидравлический расчёт участка магистрального газопровода между двумя КС. Уточнённый тепловой и гидравлический расчёт участка магистрального газопровода между двумя КС для 𝑑у = 1220 мм производится с целью определения давления и температуры газа в конце рассматриваемого участка. Абсолютное давление в конце участка магистрального газопровода определяется при средних значениях температуры и давления газа на линейном участке, которые определяются методом последовательных приближений. В качестве первого приближения принимаются значения λ и 𝑍ср, найденные из предварительного определения расстояния между КС. Давление газа в конце участка магистрального газопровода в первом приближении определяется из расчётного соотношения пропускной способности магистрального газопровода, т. е.  Уточнённое среднее давление газа в магистральном газопроводе  Средние приведённые давление и температура газа   Удельная теплоёмкость газа определяется как [3, 4]  где       Тогда      Коэффициент Джоуля-Томсона [3, 4]  Где     Тогда      Средняя температура газа определяется как   Где -коэффициент Шухова;   средний на линейном участке общий коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду [3, 4];  - 1,75 Вт/(м²·K).Тогда   Коэффициент сжимаемости газа  Коэффициент динамической вязкости определяется как  Число Рейнольдса  Коэффициент гидравлического сопротивления   Давление газа в конце участка магистрального газопровода во втором приближении Отклонение  Полученный результат давления газа в конце участка магистрального газопровода отличается от предыдущего приближения менее, чем на 5 %. Таким образом, расчёт выполнен верно. Среднее давление газа  Температура газа в конце участка магистрального газопровода  7. Определение коэффициента теплопередачи от газа в окружающую среду для подземных магистральных газопроводов (без тепловой изоляции). Средний на линейном участке общий коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду для подземных магистральных газопроводов (без тепловой изоляции) [2]  Где  -термическое сопротивление изоляции трубопровода;  -наружный диаметр изолированного магистрального газопровода; =1450 мм; – коэффициент теплопроводности изоляции; -0,25 Вт/(м·К); -коэффициент теплоотдачи от трубопровода в грунт   – коэффициент теплопроводности грунта (при отрицательных температурах грунта значение коэффициента теплопроводности принимается для грунта в мёрзлом состоянии); -эквивалентная глубина заложения оси трубы;  -глубина заложения оси трубы (расстояние от поверхности насыпи до оси трубы); ; -коэффициент теплоотдачи от поверхности грунта в атмосферу; ; - среднегодовая скорость ветра; =6,2+4,2·5,4=28,88 Вт/(м2·К); -толщина снежного покрова; =0,05 м;  -коэффициент теплопроводности снежного покрова, принимаемый взависимости от состояния снега (снег свежевыпавший – 0,1 Вт/(м·K); снег уплотнённый-0,35 Вт/ (м·К); Тогда     2.2. Расчёт параметров центробежного нагнетателя | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||