Определения, обозначения и сокращения
В настоящей пояснительной записке применяют следующие термины с соответствующими обозначениями
АВО – аппарат воздушного охлаждения газа,
АВОМ - аппарат воздушного охлаждения масла,
БТПИГ – блок подготовки топливного, пускового, импульсного газа,
ВНА – входной направляющий аппарат,
ГГ - газогенератор,
ГПА – газоперекачивающий агрегат,
ГСМ – горю-чесмазочные материалы,
ГТУ – газотурбинная установка,
ГЩУ – главный щит управления,
ВОУ – воздухоочистительное устройство,
Ду – диаметр условный,
КС – компрессорная станция,
КЦ – компрессорный цех,
МГ – магистральный газопровод,
МП – магнитный подвес,
НПО – научно-производственное объединение,
Н. Тура – Нижняя Тура,
ППР – планово-предупредительный ремонт,
САУ – система автоматического управления,
СВМПН – система воздухообеспечения магнитных подшипников,
СПЦВ – система подготовки циклового воздуха,
СУ – сухие уплотнения,
СТ – силовая турбина,
УП – узел подключения,
УТО – утилизационный теплообменник,
ЦН – центробежный нагнетатель.
Введение
Магистральные трубопроводы подразделяются на два класса:
I класс - рабочее от 2,5 до 10 МПа включительно;
II класс - рабочее от 1,2 до 2,5 МПа включительно.
В зависимости от назначения и диаметра газопроводы и их участки подразделяются на пять категорий: В, I, II, III, IV. Категория газопроводов определяется способом прокладки, диаметром и условиями монтажа.
Основные месторождения газа в России расположены на значительном расстоянии от крупных потребителей. Подача газа к ним осуществляется по
1 Профиль трассы
Компрессорная станция предназначена для обеспечения проектной или плановой производительности газопровода путем повышением давления транспортируемого газа.
2 Технологическая схема и оборудование МГ
Рассмотрим состав линейных сооружений магистрального газопровода.
2.1 Газопровод с отводами и лупингами и перемычками.
При параллельной прокладке двух и более магистральных газопроводов предусмотрены перемычки с запорной арматурой для газопроводов с одинаковым давлением, для газопроводов с различным давлением - перемычки с узлами редуцирования и предохранительными устройствами. Перемычки размещены на расстоянии не менее 40 км и не более 60 км друг от друга у линейных кранов (до и после кранов), а также до и после компрессорных станций, между охранными кранами.
2.2 Переходы через естественные и искусственные препятствия.
Существуют следующие виды переходов: балочные, подвесные, арочные, гибкие, вантовые, арочные, подземные (через искусственные препятствия). Диаметр рабочих ниток перехода, одинаковый с диаметром магистрального газопровода. На подводных переходах строятся резервные нитки.
- пункты замера газа;
2.4 Узлы редуцирования.
Узлы редуцирования газа постоянного действия предназначены для непрерывного снижения и регулирования давления газа. Узлы редуцирования газа подразделяются на узлы постоянного и периодического действия. Узлы редуцирования газа постоянного действия могут устанавливаться в местах подачи газа потребителям. Узлы редуцирования газа периодического действия предназначены для передачи газа между газопроводами с различным рабочим давлением по перемычкам у линейных кранов при аварийных ситуациях. Узлы редуцирования газа размещаются непосредственно на газопроводе или на перемычке между газопроводами.
2.5 Узлы очистки и сбора продуктов очистки полости газопровода.
Узлы очистки газопровода предназначены для удаления продуктов очистки полости участка газопровода без прекращения транспортировки газа. В состав узлов очистки газопровода входят камеры приема и запуска очистных устройств, трубопроводы, запорная арматура, продувочные свечи, узел сбора и отвода продуктов очистки, механизмы для извлечения, перемещения и запасовки очистных устройств, сигнализаторы прохождения очистных устройств. Для удаления продуктов очистки газопровода предусмотрен конденсатосборник.
Узлы очистки газопровода совмещаются с узлами подключения компрессорных станций.
2.6 Запорная арматура
Запорная арматура на линейной части МГ ( перемычках, отводах, переходах через естественные и искусственные препятствия) для оперативного управления оборудована телеуправлением.
На запорной арматуре, установленной на газопроводе: линейной, на перемычках, на подключениях магистральных газопроводов и отводов, на нитках многониточных переходов установлены автоматы аварийного закрытия кранов. Автоматы аварийного закрытия линейных кранов должны обеспечивать закрытие арматуры при темпе падения давления в газопроводе на 10 - 15 % в течение от 1 до 3 минут. Не допускается установка автоматов закрытия кранов на охранных кранах компрессорной станции, а также на другой запорной арматуре, расположенной на расстоянии 150 м по обе стороны от компрессорной станции.
2.7 Система электрохимической защиты.
На магистральных газопроводах предусмотрена комплексная защита от подземной коррозии защитными покрытиями и средствами электрохимической защиты. Для защиты магистральных газопроводов от почвенной коррозии предусмотрены установки катодной защиты. Установки протекторной защиты установлены на отдельных участках газопровода.
Для защиты магистральных газопроводов от блуждающих токов применяются установки дренажной защиты. Допускается применение установок катодной защиты с автоматическим поддержанием защитного потенциала, а также установок протекторной защиты.
На подземном участке газопровода, примыкающем к надземному, а также на коррозийно-опасном участке предусмотрена загрузка преобразователя установки катодной защиты на 10-й год эксплуатации не более , чем 60 % его номинальной мощности, но не более, чем на 80 % его номинального тока.
Сосредоточенные анодные заземления размещены на расстоянии не менее 200 м от трассы защищаемой линейной части газопровода и не менее 70 м от подземных коммуникаций площадки компрессорной станции.
- узлы газопровода;
-;
- устройства контроля и автоматики;
- система телемеханизации;
-
- система оперативно-технологической связи;
- здания и сооружения для обслуживания линейной части (дороги, вертолетные площадки, дома линейных обходчиков).
3 Гидравлический и тепловой расчет участка МГ
Гидравлический и тепловой расчет режимов работы линейных участков производится в соответствии с нормами технологического проектирования магистральных газопроводов /1/.
Исходные данные для гидравлического и теплового расчетов линейного участка газопровода Пермь – Горький -1 от 0 км до 83 км указаны:
- в таблице 3.1 характеристика линейной части;
- в таблице 3.2 характеристика природного газа месторождения «Нижнетуринское» по результатам испытаний /2/;
- в таблице 3.3 параметры работы и характеристики Пермской (в начале участка) и Оханской (в конце участка) компрессорных станций.
Таблица 3.1 – Характеристика линейной части
| Наименование | Значение |
| Длина участка, км | 83 |
| Наружный диаметр с толщиной стенки трубы, мм | 1220 х 12,0 |
| Тип грунта | смешанный |
| Глубина заложения, м | 0,8 |
| Температура грунта на глубине залегания оси газопровода, |
Таблица 3.2 – Характеристика природного газа
| Компонентный состав, % | ||||||||
| Метан СН4 | Этан С2Н6 | Пропан С3Н8 | Бутан С4Н10 | Пентан С5Н12 | Диоксид углерода СО2 | Азот N2 | Кислород О2 | Cеровод-ородрод Н2S |
| 98,889 | 0,195 | 0,036 | 0,009 | 0,008 | 0,044 | 0,820 | 0,0000 | 0,0000 |
Таблица 3.3 – Параметры работы Пермской, Оханской КС
| Наименование | Значение |
| Абсолютное давление нагнетания Пермской КС, МПа | 3,43 |
| Абсолютное давление на входе в Оханскую КС, МПа | 2,70 |
| Температура газа после АВО Пермской КС, К | 293,15 |
| Температура газа на входе в Оханскую КС, К | 281,15 |
| Потери давления в системе АВО, МПа | 0,0588 |
| Потери давления в технологических трубопроводах и оборудовании КС на всасывании при одноступенчатой очистке газа, МПа | 0,08 |
| Потери давления в технологических трубопроводах и оборудовании КС на нагнетании , МПа | 0,07 |
3.1. Расчет свойств газа
Молярная массу газа М, кг/моль, определяется по формуле
М = а1· М1+ а2·М2+ а3М3+ а4·М4 + а5·М5 =
= 16, 04· 0,98889 + 30,07· 0,00195 + 44,09· 0,00036 + 58,12· 0,000089 + 72,15· 0,000077 + 28,01· 0,000438 + 28,02· 0,0082 =16,196 кг/моль (3.1)
Газовая постоянная R, Дж/кг К, определяется по формуле