Абдиманиев Н. Курсовая работа транспорт и хранение сжиженных газов (курсовая работа по дисциплине) Тема курсовой работы п роектирование конструкции газоперекачивающего агрегата гтк
 Скачать 146.98 Kb.
|
1 2 Ф.7.04-03 МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН Некоммерческие акционерное общество ЮЖНО-КАЗАХСТАНСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ИМ. М.О. АУЭЗОВА Кафедра «Нефтегазовое дело» КУРСОВАЯ РАБОТА Транспорт и хранение сжиженных газов _ (курсовая работа по дисциплине) Тема курсовой работыПроектирование конструкции газоперекачивающего агрегата ГТК. ОП: 6B07216-Эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ
  Шымкент 2021г.Ф.7.04-03 МИНИСТЕРССТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН Некоммерческие акционерное общество ЮЖНО-КАЗАХСТАНСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ им. М. АУЭЗОВА Кафедра «Нефтегазовое дело» «УТВЕРЖДАЮ» Зав. кафедрой «Нефтегазовое дело» ________________Жантасов М.К. «___» ___________2020г. ЗАДАНИЕ №____ на выполнение курсовой работы по дисциплине «Транспорт и хранение сжиженных газов» студент (ка) Абдиманиев Нуркен Абдилазиз углигруппа ММГ 19-8р Тема курсовой работы: Проектирование конструкции газоперекачивающего агрегата ГТК.. Исходные данные___________________________________________________ __________________________________________________________________ Содержание расчетно-пояснительной записки
Перечень графических работ
 Список литературы Основная литература: 1. Жиембаева Қ.І., Насибуллин Б.М. Мұнай кен орындарында ұңғы өнімдерін жинау жəне дайындау. ЖОО-на арналған оқулық. – Алматы: 2005 2. Г.С. Лутошкин. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. – М.: Недра, 1979. 3. Г.С. Лутошкин, И.И.Дунюшкин. Сборник задач по подготовке нефти, газа и воды на промыслах. – М.: Недра, 1983. Дополнительная литература: 1. Н.М.Байков, Г.Н.Позднышев, Р.И.Мансуров. Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды. - М.: Недра, 1981. 2. Под ред. Ш.К.Гиматудинова. Справочное руководство по проектированию разработки нефтяных месторождений. Добыча нефти. - М.: Недра, 1983. Дата выдачи задания «_______»_________________________20____ г. Дата защиты курсовой работы «_______»_________________20____ г. Руководитель курсовой работа __________ _________________________ (подпись) (Ф.И.О.) Задание принял к выполнению студент _____________________________ (подпись) (Ф.И.О.) Содержание
Введение Россия занимает одно из ведущих мест по экспорту природного газа. Невероятный потенциал дала нам природа в этой отрасли. Увеличение объёмов транспортировки сегодня во многом зависит от качества обслуживания и эксплуатации трубопроводов, позволяющих из особо отдалённых частей нашего государства доставлять газ в промышленные районы и другие страны. Основной задачей при транспортировке газа по магистральным газопроводам является определение оптимального режима перекачки, при котором используется максимальная пропускная способность с наименьшими энергозатратами на компримирование. В большей степени этот режим определяется работой компрессорных станций, которые устанавливаются по всей длине трассы газопровода, как правило, через каждые 100-150 км. Это расстояние рассчитывается исходя из величины падения давления газа на конкретном промежутке, а так же от существования привязки станции к ближайшим населённым пунктам, источникам водоснабжения, электроэнергии и т.п.. Огромную роль в оптимальном режиме работы компрессорной станции играет тип и число газоперекачивающих агрегатов (ГПА), которые в свою очередь обладают различными характеристиками и энергетическими показателями. В настоящее время наибольшее распространение на КС получили ГПА с приводом газотурбинных установок (ГТУ), электроприводные агрегаты и поршневые газомотокомпрессоры. Из перечисленного, особое внимание инженеров проектировщиков привлекает использование агрегатов с газотурбинными приводами. Они отвечают требованиям газотранспортных систем. А именно: высокая единичная мощность, небольшая относительная масса, удобная комплектная конструкция, высокий уровень автоматизации и надёжности, автономность привода и работа его на перекачиваемом газе. В связи с этим именно такой вид привода получил популярность на газопроводах (свыше 85% общей установленной на КС мощности агрегатов). Из-за постоянного роста стоимости энергоресурсов в стране, увеличением себестоимости транспорта газа, невозобновляемостью его природных ресурсов, важнейшим направлением многих работ в сфере трубопроводного транспорта следует считать разработки, направленные на снижение и экономию энергозатрат. Решать эту важнейшую для отрасли задачу необходимо как за счёт ввода газоперекачивающих агрегатов нового поколения взамен старых и выработавших свой моторесурс, так и за счёт увеличения эффективности эксплуатации установленных на КС различных типов ГПА. Повышение эффективности эксплуатации в свою очередь тесно связано с введением технологий энергосбережения, своевременным диагностированием оборудования ГПА, определением оптимальных режимов его работ и увеличением технической культуры эксплуатации газопроводных систем в целом. Огромная система магистральных газопроводов нашей страны, с большим количеством установленных на них ГПА, многие из которых израсходовали свой моторесурс, обязывает работников производственных управлений по обслуживанию газопроводов досконально знать технику и технологию транспорта газа, совершенствовать свои знания на основе опыта эксплуатации и тем самым обеспечивать работоспособность и высокую эффективность эксплуатации энергомеханического оборудования на компрессорных станциях. В данной выпускной квалификационной работе пойдёт речь об обслуживании и видам ремонтов оборудования компрессорной станции №14 ЛПУ МГ Приводино, а именно газоперекачивающих агрегатов компрессорных цехов 1.Обоснование выбора конструкции проектируемого аппарата Основной службой КС является газокомпрессорная служба, в ведении которой находится шесть цехов, каждый из которых осуществляет перекачку газа по своей нитке. В каждом цеху находятся нагнетатели, приводимые газотурбинными двигателями. ГПА первого и второго цеха находятся в крытых зданиях, а остальные помещены в индивидуальные боксы. В состав каждого цеха входят такие системы как: - узел подключения к магистральному газопроводу; - технологические коммуникации с запорной арматурой; - установки воздушного охлаждения газа; - установки очистки газа (пылеуловители); - системы топливного, импульсного и пускового газа; - система охлаждения смазочного масла; - электрические устройства цеха; - система автоматического управления и телемеханики; - вспомогательные системы и устройства (маслоснабжения, пожаротушения, вентиляции, отопления, канализации, контроля загазованности и т.д.). Согласно технической инструкции, все эти системы периодически обязаны подвергаться гидравлическому (один раз в 8 лет), наружному и внутреннему ( раз в два года) испытаниям, работам по дефектоскопии, а так же осмотрам и проверкам согласно актам, прилагающимся к эксплуатационной документации. Таблица 1.1- Перечень агрегатов и нагнетателей
Существует несколько режимов работы компрессорной станции: -летний режим; -зимний режим. При нормальной работе ГПА с наибольшей экономичностью выбирается соответствующий режим работы. Это позволяет осуществлять бесперебойную транспортировку газа в соответствии с производительностью, прописанной в техническом плане организации. В качестве самого экономичного варианта эксплуатации необходимо выбирать режим, при работе которого используется наименьшее количество ГПА. Это количество необходимо определять диспетчерской службе предприятия, в зависимости от давления в линейной части, объёмов перекачиваемого газа, числа ремонтируемых агрегатов и агрегатов, помещённых в резерв. Эти данные передаются в главную диспетчерскую компании СЕВЕРГАЗПРОМ в городе Ухта, где их собирают и обрабатывают. Оптимизация режимов работы ГПА и КС достигается применением сменных элементов проточной части нагнетателя (рабочих колес, направляющих аппаратов и др.), изменение числа оборотов ГПА в установленном рабочем диапазоне и изменением количества и схемы включения работающих агрегатов. Планирование режимов работы КЦ необходимо производить так, чтобы обеспечить непрерывную эксплуатацию ГПА на длительный срок. Пуск и остановка газоперекачивающих агрегатов, а также перестройка схемы работы КС должны согласовываться с центральной диспетчерской службой (ЦДС), объединения управления Севергазпрома. Плановые пуски, остановки и перестройки схем работы ГПА должны производиться, как правило, в дневное время суток. На каждой ГПА в КС должен быть составлен, и постоянно вестись эксплуатационный формуляр. В состав эксплуатационного формуляра ГПА должны входить основные параметры агрегата: его тип; мощность; производительность нагнетателя; срок ввода; наработка агрегата; количество пусков и вынужденных остановок; повреждение узлов и деталей ГПА; проведенные ремонты, замена узлов и деталей ГПА; наработка по наиболее нагруженным узлам и деталям ГПА с регламентированным моторесурсом; проведение модернизации и переделок; особые замечания по эксплуатации, отказам и авариям ГПА; статистические ежемесячные сведения о параметрах работы ГПА. Характеристика технологической схемы компрессорного цеха №2 Компрессорный цех №2 осуществляет компримирование природного газа , транспортируемого по магистральному газопроводу «Ухта-Торжок II» с диаметром Дy 1200 мм и рабочим давлением 5,7 Мпа. Цех оснащён газоперекачивающими агрегатами ГТК-10-4 с нагнетателями 520-12-1 в количестве 5 штук. Технологической схемой КЦ предусмотрены следующие технологические процессы: - приёмка газа из магистрального газопровода; - предварительная очистка газа перед компримированием; - компримирование газа; - охлаждение газа в аппаратах воздушного охлаждения (АВО) газа; - обратная подача газа к магистральным газопроводам после АВО; 2. Описание конструкции аппарата Газотурбинная установка ГТК-10-4 входящая в состав агрегата, выполнена по открытому циклу, с регенерацией тепла по схеме с «разрезным валом» (со свободной силовой турбиной). Это обеспечивает. несмотря на сравнительную простоту конструкции, высокую экономичность и маневренность установки, т. е. наиболее полное удовлетворение требований, предъявляемых условиям работы в системе газопроводов. Номинальный режим работы газотурбинной установки при новой, чистой проточной части характеризуется следующими параметрами: - номинальная мощность на муфте нагнетателя 10000 кет (±5%); - коэффициент полезного действия, отнесенный к номинальной мощности на муфте нагнетателя 28%±1%; - температура наружного воздуха + 15° С; - давление наружного воздуха 1.033 атм; - температура газа перед турбиной 780°С; - скорость вращения силового вал 4800 об/мин; - сопротивление всасывающего и выхлопного трактов 50 мм в. ст. Для определения основных показателей установки, при условиях, отличающихся от указанных выше, даются поправочные коэффициенты мощности и КПД. Газотурбинная установка состоит из двух механически несвязанных между собой турбин (турбины высокого давления — для привода воздушного компрессора и силовой турбины — для привода газового нагнетателя), воздушного компрессора, камеры сгорания, воздухоподогревателя, пускового турбодетандера. а также систем смазки, регулирования, защиты и управления, обеспечивающих нормальную работу и обслуживание установки. Воздух из атмосферы через фильтры засасывается и сжимается осевым компрессором и поступает в воздухоподогреватель, где его температура повышается за счет тепла отработавших в турбине продуктов сгорания. Подогретый воздух направляется в камеру сгорания, куда подается топливо. Продукты сгорания из камеры направляются в турбину высокого давления, мощность которой используется для привода осевого компрессора; далее продукты сгорания попадают в силовую турбину, вращающую нагнетатель. После турбины продукты сгорания проходят через воздухоподогреватель, отдают часть тепла воздуху, и выпускаются в атмосферу через дымовую трубу. Пуск агрегата осуществляется пусковым турбодетандером, работающим на перекачиваемом по магистрали газе. Топливом является перекачиваемый природный газ. Обе турбины выполнены в общем литом корпусе, имеющем внутреннюю тепловую изоляцию. Ротор турбины высокого давления состоит из одновенечного диска, укрепленного на консоли вала воздушного компрессора, который вращается в двух подшипниках (один из подшипников опорно-упорный). Одновенечный диск турбины низкого давления крепится на консоли силового вала, который вращается в двух подшипниках, расположенных в общем корпусе (один из подшипников опорно-упорный). Воздушный компрессор осевого типа имеет 10 ступеней. Направляющие лопатки укреплены в литом чугунном корпусе. Ротор компрессора барабанного типа. Рабочие лопатки крепятся к ротору при помощи зубчатых хвостов. Вся турбогруппа смонтирована на общей сварной раме-маслобаке. Камера сгорания горизонтальная, прямоточная, состоит из корпуса, фронтового устройства, горелками, огневой части и смесительного устройства. Воздухоподогреватель выполнен из профильных листов и состоит из двух секций. Движение продуктов сгорания через подогреватель осуществляется одним ходом по каналам двуугольной формы, образованным штампованным профилем листов между которыми также движется и подогреваемый воздух. Пусковой турбодетандер установлен на блоке переднего подшипника компрессора, соединяется с ротором турбины высокого давления зубчатой передачей и снабжен расцепным устройством. Соединение роторов нагнетателя и газовой турбины осуществляется при помощи промежуточного вала с зубчатыми соединительными муфтами. Масляная система агрегата состоит из главного маслонасоса, установленного на валу турбины высокого давления, пускового электронасоса, резервного электронасоса, насосов уплотнения нагнетателя, маслобака (рама турбогруппы), аккумулятора масла, маслопроводов с арматурой, подогревателя масла и фильтров тонкой очистки. Система управления, регулирования и защиты агрегата обеспечивает: -поддержание заданной скорости вращения вала нагнетателя -поддержание заданного перепада давления между маслом уплотнения и газом в полости нагнетателя; -управление операциями пуска и остановки агрегата; -защиту агрегата от недопустимых режимов условий работы. Пуск, загрузка, управление и остановка агрегата осуществляется автоматически с центрального щита управления агрегата. Система контроля агрегата осуществляет дистанционное измерение основных эксплуатационных параметров. Нагнетатель типа 520-12-1 Центробежный нагнетатель типа 520-12-1 предназначен для сжатия природного газа, транспортируемого по магистральным газопроводам при температуре газа до минус 15° С и воздуха до минус 50° С. Привод нагнетателя осуществляется от газотурбинной установки. Работа нагнетателя допускается по следующим схемам: -один нагнетатель; -два последовательно работающих нагнетателя; -параллельная работа групп последовательно соединённых нагнетателей. Регулирование режимов работы нагнетателя осуществляется изменением частоты вращения силового вала газовой турбины. Пуск нагнетателя производится под полным давлением компримируемого газа. Направление вращения ротера нагнетателя- правое, т.е. по часовой стрелке, если смотреть со стороны привода. Вал ротора нагнетателя жёсткий. Сорт масла: масло турбинное марки Тп-22 ГОСТ 9972-74 Масса нагнетателя в объёме поставки 25,0 т, в том числе масса блока собственно нагнетателя 20,6 т., и масса блока защитных устройств 0,8 т. Масса наиболее тяжёлой части нагнетателя; - для монтажа (блок собственно нагнетателя) — 20,6 тн - для эксплуатации (всасывающая камера) — 5,5т.: Техническая характеристика нагнетателя 520-12-1 представлена в таблице 1.2. Таблица 1.2- Техническая характеристика нагнетателя 520-12-1:
Центробежные нагнетатели 520-12-1, используемые совместно с приводами ГТК-10, имеют в значительной степени унифицированную конструкцию и выполнены как одноступенчатые центробежные машины с консольно расположенным рабочим колесом и с тангенциальным соосным входом и выходом газа. Конструкция одноступенчатого нагнетателя состоит из сварно-литого корпуса бочкообразной формы с вертикальным разъёмом и крышкой; к корпусу нагнетателя с помощью болтового соединения крепится корпус подшипников. Вся ходовая часть нагнетателя, включающая в себя ротор, подшипники, торцевое масляное уплотнение, заключена в специальную гильзу, устанавливаемую в корпусе, что обеспечивает возможность её демонтажа и монтажа при ремонте. Статорная часть гильзы содержит входную улитку, лопаточный диффузор с фрезерованными лопатками, лабиринтное уплотнение рабочего колеса. Для предотвращения проникновения газа из нагнетателя в машинный зал применено гидравлическое уплотнение вала, которое представляет комбинацию опорного вкладыша с контактным уплотнением торцевого типа. В полость между опорным вкладышем и парой трения торцевого уплотнения из масляной системы подаётся масло с давлением, несколько большим, чем давление газа в полости нагнетателя. Система очистки газа Качество перекачиваемого газа и полнота очистки его является одним из основных факторов, влияющих на надежность работы газоперекачивающих агрегатов и другого технологического оборудования компрессорной станции. Установка по очистке газа от твердых и жидких примесей обычно устанавливается на входе в компрессорную станцию для предупреждения загрязнения и эрозии оборудования и трубопроводов. По аналитическим данным эксплуатации очистных установок транспортируемого газа компрессорной станции магистральных газопроводов можно сделать вывод, что содержащиеся в газе механические примеси могут значительно различаться по величине частиц, фазовому и минералогическому составу. Максимальное содержание механических примесей в основном достигается при вводе газопровода в эксплуатацию, а также при ремонте газопроводов и подключении новых ниток. Газ может содержать газовый конденсат, кондесационную и минерализованную воду, метанол, диэтиленгликоль, масла. Содержание твердой фазы в газе среднегодовое до 10 мг/нм3, максимальное до 200 мг/нм3, максимальное содержание жидкой фазы -15 г/нм3. В настоящее время в цехе №2 установлено 6 циклонных пылеуловителей Обвязка пылеуловителей коллекторная. Продукты очистки и конденсат отводятся в атмосферную емкость – конденсатосборник, расположенную надземно. Система охлаждения газа Охлаждение компримируемого газа производится в однородных системах с использованием только аппаратов воздушного охлаждения или холодильных машин, включаемых параллельно на выходе газа из КС. Можно также применять неоднородные системы охлаждения, у которых температура газа снижается сначала в АВО, установленных на выходе из КС, а затем в холодильных машинах. Результаты испытаний и обобщение опыта эксплуатации однородных систем охлаждения газа с АВО показывают, что их применение ограничивается температурой атмосферного воздуха. Если необходимо охладить газ до температуры окружающей среды и ниже, такие системы оказываются непригодными. В этом случае можно использовать однородные системы с ХМ обычного типа или неоднородные системы, включающие АВО и холодильные машины. 3. Выбор конструктивных материалов Материалы, применяемые при изготовлении деталей агрегата, должны соответствовать маркам, указанным на чертежах, удовлетворять требованиям действующих государственных и отраслевых стандартов, технических условий и должны быть подтверждены сертификатами заводов-поставщиков или документами лабораторных испытаний на заводе-изготовителе агрегата. К сборке допускаются детали (сборочные единицы), принятые техническим контролем завода-изготовителя, имеющие необходимые клейма и сопроводительные документы. Сборка агрегата должна производиться в соответствии с требованиями рабочих чертежей, технологической и нормативно-технической документации, действующей на заводе-изготовителе. При изготовлении агрегата допускается отклонение от требований чертежей, включая замену материалов и комплектующих, в порядке, установленном на заводе-изготовителе, если такое изменение и замена не ухудшает качества деталей и сборочных единиц, отвечает условиям их работы и не нарушает их взаимозаменяемости. ГТД, компрессор должны проходить приемо-сдаточные испытания на заводе-изготовителе по программам и методикам, согласованным с Заказчиком. САУ должна проходить приемо-сдаточные испытания на заводе-изготовителе с проверкой программного обеспечения на программном имитаторе. Комплектующие средства измерения (СИ) к моменту их установки на изделие должны иметь запас не менее половины межповерочного интервала, установленного для данного типа СИ. Требования к документации на средства измерения (КИПиА): действующее свидетельство о первичной поверке, выданное аккредитованной на право проведения поверки организацией, со сроком окончания не менее 2/3 межповерочного интервала на момент проведения ПНР и ШМР. Также Поставщик за свой счет и своими силами несет все затраты на транспортировку для поверки и сертификацию на приборы и оборудование. Оборудование и материалы, примененные в конструкции ГПА, должны быть новыми и нигде ранее не использовавшимися. Поставляемое оборудование должно отвечать современным требованиям по техническим характеристикам, экономичности, надежности и соответствовать по материальному исполнению условиям эксплуатации. Продукция должна соответствовать ГОСТ и отраслевым нормативным документам, приведенным в настоящих технических требованиях В зависимости от материала корпуса наружные необработанные поверхности (корпус, крышка, сальник и т.п.) чугунной и стальной арматуры (кроме приводных установок) окрашивают в различные цвета: Сталь углеродистая - серый Чугун серый, ковкий и др. - черный Сталь кислотостойкая и нержавеющая - голубой Цветные сплавы - не окрашивается 4. Расчет на прочность основных конструктивных элементов аппарата Исходные данные для расчета Таблица - Физико-химические свойства компонентов природного газа
Длина газопровода L = 10 км; Наружный диаметр Dн = 1220 мм; Плановый объем транспортируемого газа Qг = 18 млрд. м3/год; Рабочее давление p = 5,4 МПа; Расстояние между КС Приводинская-КС Нюксенская Lкс=143км. Определение теплофизических свойств и параметров газа Для определения теплофизических свойств смеси газа необходимо знать свойства составляющих смеси, которые представлены в таблице 3. Определим относительную молекулярную массу смеси  ,где Мi- относительная молекулярная масса компонента, кг/моль; Хi- объемная доля компонента, доля единицы.  Определим плотность смеси газов  ,где  - плотность смеси газов, кг/м3;Мсм - молярная масса смеси, численно равная относительной молекулярной массы смеси, кг/моль; «22,41» - объем моля идеального газа при нормальных условиях, м3/моль.  Определим относительной плотности смеси по воздуху:  ,где  см- плотность смеси газов, кг/м3; в - плотность сухого воздуха, кг/м3,  = 1,2 Определим газовую постоянную смеси  ,где R - газовую постоянную смеси, Дж/(кг·К);  - универсальная газовая постоянная, Дж/(кмоль∙К),  ;Мсм- молярная масса смеси, численно равная относительной молекулярной массы смеси, кг/моль.  Определим динамическую вязкость смеси  ,где Хi- объемная доля компонента, доля единицы;  - динамическая вязкость компонента, Па∙с. Коэффициент кинематической вязкости смеси  ; где  - коэффициент динамической вязкости смеси, м2/с; - обозначение то же, что и формуле 1.5; - обозначение то же, что и формуле 1.2 . м2/с.Определим критическую температуру смеси  где Хi- объемная доля компонента, доля единицы;  - критическая температура компонента, К. Определим критическое давление смеси  где  - критическое давление смеси газа, МПа;Хi- объемная доля компонента, доля единицы;  - критическое давление компонента, МПа. Определим теплоемкость газовой смеси  где Хi- объемная доля компонента, доля единицы;  - теплоемкость компонента смеси, Дж/(кг.К). Результаты расчёта заносим в таблицу 4.1, которые будут использованы в гидравлическом расчете газопровода. Результаты расчёта представлены в таблице 4.1 Таблица 4.1- Физико-химические параметры природного газа  Расчет толщины стенок труб газопровода Для газопровода выбираем сварные из малоперлитной и бейнитной стали контролируемой прокатки и термически упрочненные трубы, изготовленные двусторонней электродуговой сваркой под флюсом по сплошному технологическому шву, с минусовым допуском по толщине стенки не более 5% и прошедшие 100%-ный контроль на сплошность основного металла и сварных соединений неразрушающими методами. Трубы прямошовные Выксунского металлургического завода из стали марки 10Г2ФБЮ диаметром 1220 мм с пределом прочности sв=590 МПа и пределом текучести sт=480 МПа. Для сооружения газопровода приняты трубы класса прочности К=52 по ТУ 1381-012-05757848-2005 с наружным трехслойным антикоррозионным покрытием толщиной 3,0 мм по ТУ 1394-015-05757848-2005 и внутренним эпоксидным покрытием по ТУ 1390-017-05757848-2005. Изоляция зон сварных стыков выполняется термоусаживающимися манжетами ТЕРМА-СТМП-1420 по ТУ 2245-011-44271562-04. Определим расчетные сопротивления растяжению (сжатию) R1 и R2 металла труб  ; ,где m - коэффициент условий работы трубопровода, принимаемый по таблице 1 (СНиП 2.05.06 – 85*); m = 0,90 (принимаются в зависимости от категории трубопровода и его участков); k1, k2 - коэффициенты надежности по материалу, принимаемые соответственно по таблицам 9 и 10 (СНиП 2.05.06 – 85*), k1=1,34, k2=1,15; kн - коэффициент надежности по назначению трубопровода , принимаемый по таблице 11 (СНиП 2.05.06 – 85*), kн=1,15; R1н - нормативное сопротивление одностороннему растяжению металла труб и сварных соединений из условия работы на разрыв, МПа, R1н = minσв; R1н=590; R2н - нормативное сопротивление одностороннему сжатию металла труб и сварных соединений из условия работы на разрыв, МПа, R2н = minσт; R2н= 480.  ; .Определим номинальную толщину стенки газопровода  ,где np - коэффициент надежности по нагрузке от внутреннего давления, принимаемый по таблице 13* (СНиП 2.05.06 – 85*), np = 1,1. р- рабочее давление, МПа , р = 5,4. Dн- наружный диаметр трубопровода, мм. R1 – расчетное сопротивление растяжению металла трубопровода, МПа.  Принятые толщины стенок труб 17 мм. Принятые толщины стенки труб должны быть не менее 1/140 значения наружного диаметра трубы и не менее 4 мм для труб условным диаметром свыше 200 мм.   Условия выполняются. Окончательно принимаем толщины стенки труб в зависимости от категории участка газопровода: - категория II - 17 мм; 5. Безопасность жизнидеятельности Характеристика условий труда в компрессорном цехе При эксплуатации ГТУ перед газовой турбиной начальная температура газа может достигать 1080 К. При такой температуре рабочего тела может происходить сильный нагрев рабочих частей ГПА и трубопроводов. При этом происходит выделение больших объёмов тепла в окружающую среду. Ввиду этого существует необходимость предусматривать защиту рабочих от тепловых выделений. Также вредоносными являются сильный шум и вибрация. По характеру шум в цехе можно разделить на аэродинамический и механический. Механический шум возникает в результате соударения различных деталей турбины и работы подшипников. Аэродинамический шум создаётся высокоскоростным движением рабочего тела. Оптимальный уровень шума для человека не должен быть больше 80 дБа. Вибрация оказывает сильное воздействие на работу центральной нервной системы рабочих. Для работы турбины необходимо использовать природный газ, который содержит 98% метана. В результате утечек газа через неплотные соединения в оборудовании ГПА и трубопроводах может происходить взрывоопасное соединение газа с воздухом. В связи с этим персонал все компрессорные станций обязан осуществлять работы по контролю концентрации в воздухе. Для этого в помещениях устанавливаются автоматические сигнализаторы, улавливающие любое изменение в содержании веществ в воздухе. Требования к температурным нормам Большую роль в уменьшении выделения тепла из ГПА играет теплоизоляция. Во избежание резкого перепада температуры на корпусной части ГТУ и остальных деталей, подверженных нагреванию, применяется система охлаждения корпусных деталей воздушными потоками, которых отбирают за пятой ступенью компрессора. Этот воздух предназначен для охлаждения турбины, выходного патрубка и остальных деталей установки. Получающиеся в результате сгорания в турбине горячие газы перед уходом в атмосферу охлаждаются в системе выхлопа. Эти выбросы обязаны соответствовать определённым нормам по охране окружающей среды, по чистоте и силе шума. Камера нагнетателя располагает принудительной и естественной вентиляцией. Интенсивность тепловых излучений работающих агрегатов не должна превышать 32Вт/  при облучении 50% поверхности тела, 70 Вт/ при облучении 25-50 поверхности тела и 100 Вт/ при облучении менее 25%. Наивысшая температура при этом 28  (301К).Для неизменных физических показателей микроклимата существует приточная и вытяжная вентиляции, кондиционеры и нагреватели. Организационно-технические мероприятия Организация безопасных условий труда: - создание комиссий по проведению аттестационных работ рабочих мест; - осуществление аттестаций рабочих мест; - разработка и реализация мероприятий по улучшению условий труда; - обозначение должностных лиц, берущих на себя ответственность за проведение аттестации и сертификации рабочих мест; - реализация сертификации рабочих мест; - предоставление производственным помещениям, оборудованию и рабочим местам средства коллективной защиты; - организация эффективного использования СИЗ; - налаживание контроля над всеми уровнями воздействий опасных производственных факторов, так же оборудование рабочих мест сигнализацией и средствами автоматического контроля; -установка потребностей в санитарно-бытовых помещениях. Охрана окружающей среды - это совокупность научно-обоснованных конструктивных, технологических, социально-экологических и правовых решений и мероприятий, направленных на уменьшение отрицательного воздействия на окружающую среду, восстановление и рациональное использование природных ресурсов в процессе сооружения и последующей эксплуатации объектов трубопроводного транспорта. 1 2 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
/сут