Гидромашины

При невыполнении условий (2) и (3) для  электроприводных нагнетателей, N следует уменьшить доступными при электроприводе методами регулирования режима работы нагнетателя.

12. Расчет параметров газа на выхода нагнетателей первой ступени сжатия

где P_н1 и T_н1 - давление и температура газа на выходе нагнетателей первой ступени сжатия, МПа и К соответственно.

 

В. Расчет режима работы нагнетателей второй ступени сжатия

1. Определение параметров газа на входе нагнетателей второй ступени сжатия

где P_в2 и T_в2 - соответственно давление и температура газа на входе нагнетателей второй ступени сжатия, МПа и К;

ΔP₁ - потери давления в коммуникациях КС между первой и второй ступенями сжатия, МПа; ΔP₁ находится по приложению 3.

В дальнейшем расчет аналогичен расчету  режима работы нагнетателей первой ступени  сжатия. Также рассчитывается и третья ступень сжатия.

Расчет режима работы КС считается  завершенным и принимается окончательно, если выполняются условия (2) и (3) для всех ступеней сжатия и условия (7) для всей КС в целом

 

   (7)

где P_нi и T_нi  - соответственно давление и температура газа на выходе нагнетателей последней ступени сжатия, МПа и К;

ΔP_н - потери давления в коммуникациях на выходе КС, МПа;

P_н’- номинальное давление на выходе КС или требуемое давление на выходе станции (при недогрузке газопровода), МПа;

Т_доп - допустимая температура из условия сохранения прочности и устойчивости трубопровода и изоляции /23/ /6/ /12/.

ΔP_н следует принимать по нормативным данным*, приведенным в приложении 8.

 

3.3. Разработка технологической  схемы КС

 

Технологическая схема КС представляет собой технологическую обвязку основных объектов станции, которая объединяет данные объекты в одно целое и придает им определенные функциональные возможности. К основным технологическим объектам относятся; компрессорный цех, установка очистки газа, установки охлаждения газа, узел подключения КС к газопроводу, установка подготовки газа топливного, пускового, импульсного и собственных нужд.

Общий вид технологической схемы  КС и функциональное назначение отдельных  ее элементов приведены  в /2/  /4/  /7/  /13/.

Технологическая схема КС разрабатывается, начиная со схемы компрессорного цеха (КЦ).

 

3.3.1. Технологическая схема КЦ  с центробежными нагнетателями

В основу технологической схемы  КЦ закладывается схема соединения газоперекачивающих агрегатов, определенная технико-экономическим расчетом в п. 3.1. Данная схема детализируется по отдельным ГПА с использованием типовых решений, изображенных в приложении 12 и /1/  /7/.

При неполнонапорных нагнетателях и двухступенчатом сжатий на КС технологическая  схема КЦ может быть выполнена  в двух вариантах - по типовой /4/ /7/ /13/ и коллекторной схеме /7/.

Особенность коллекторной схемы - использование  для обвязки ГПА трех коллекторов: всасывающего, промежуточного и нагнетательного. Промежуточный коллектор является нагнетательным коллектором для первой ступени сжатия и, одновременно, всасывающим коллектором для второй ступени сжатия.

С помощью коллекторной схемы создается  возможность

использовать расположенные по концам или в середине цеха агрегаты как в первой, так я во второй ступенях сжатия. Это обеспечивает повышенную гибкость резервирования.

При разработке обвязки отдельных  нагнетателей между нагнетателем и  врезками пускового контура обвода с кранами № 3^бис  и свечи с краном № 5 следует предусматривать люки-лазы с внутренним диаметром 500 мм для установки шаров-разделиталей (конструктивно люки-лазы представляют собой трубопровод длиной 500-600 мм, вваренный перпендикулярно к нагнетательному и всасывающему трубопроводом нагнетателя).

На трубопроводе входа газа в  нагнетатель после люка-лаза на первоначальный период эксплуатации устанавливается защитная решётка.

Для слива конденсата перед вскрытием  нагнетателя (при ремонтах) следует  устанавливать сливные вентили D_у = 25 мм между кранами №1 и №2 и нагнетателем, а для опорожнения трубопроводов и оборудования от газа на трубопроводах выхода газа (до запорной арматуры) - свечи.

На линии заполнения нагнетателя газом (обвод. крана №1) согласно /1/ предусматривается два запорных органа: кран с ручным приводом и кран с пневмоприводом, а также дроссельная шайба.

 

3.3.2. Технологическая схема КЦ  с поршневыми газомотокомпрессорами.

Поршневые ГПА соединяются в  технологической схеме, как правило, параллельно. К ним подводятся всасывающий  коллектор, нагнетательный коллектор, а также коллектор топливного газа.

В компрессорных цехах, оборудованных  ГМК, для гашения пульсаций газового потока, уменьшения вибраций и резонансных  колебаний, при необходимости, следует  предусматривать буферные емкости  и акустические фильтры на всасывающих  и нагнетательных трубопроводах.

Каждый поршневой ГМК должен иметь обводную линию, предохранительные и обратные клапаны на стороне нагнетания и линию сброса газа на свечу.

 

3.3.3. Трубопроводы наружной обвязки  КЦ следует проектировать с учетом обеспечения компенсации продольных температурных перемещений трубопроводов и вибрационных нагрузок, передаваемых на трубопроводы от работающих ГПА. Для этого трубопроводам придается особая конфигурация в виде П - или Г - образных компенсаторов, а сами трубопроводы размещаются на опорах различного типа - фиксирующие, скользящие и т.п.

 

3.3.4. После технологической схемы  КЦ разрабатываются, в общих  чертах, технологические схемы установки  очистки газа, установки охлаждения  газа (на нагнетательном шлейфе  станции) и установки подготовки  газа топливного пускового, импульсного и собственных нужд /2//4//7/.

 

3.3.5. В заключении разрабатываемая  схема узла подключения КС  к газопроводу / 4 / / 7 / / 13/, типовой  вид которой дается в приложении 12. Для отключения КС от газопровода следует предусматривать запорную арматуру с дистанционным и местным управлением на всасывающих и нагнетательных шлейфах станции. На каждом нагнетательном шлейфе должен быть расположен обратный клапан.

Для сброса газа из оборудования и  трубопроводов КС между отключающей арматурой станции (краны №7 и №18) на всасывающих и нагнетательных шлейфах КС предусматриваются продувочные свечи.

При расположении КС от газопровода  на расстояния более 700 м следует  предусмотреть дополнительные краны 7а, 8а, 17а, 18а на расстоянии 250 м от ограждения КС.

На случай аварийной остановки  КС следует предусмотреть автоматическое отключение станции от газопровода  и сброс газа из оборудования и  трубопроводов КС.

 

3.4. Разработка узла очистки газопровода

 

Узел очистки газопровода  предназначен для удаления из трубопровода, на котором расположена КС, продуктов очистки его внутренней полости.

Узел очистки газопровода выполняется  совмещенным с узлом подключения  КС / 7 / и включает в себя; камеры приема и запуска очистных устройств, сигнализаторы  прохождения очистных устройств, узел сброса продуктов очистки газопровода.

Узлы очистки газопровода  в зависимости от взаимного расположения соседних КС, наличия переходов через  естественные и искусственные препятствия, на прилегающих к КС участках газопровода, а также соотношение диаметров газопровода и рабочей нитки перехода разрабатываются в одном из следующих вариантов:

- прием и запуск очистных  устройств;

- только прием очистных  устройств;

- только запуск очистных  устройств;

- транзитный пропуск  очистных устройств.

При разработке технологической схемы  узла очистки газопровода необходимо предусматривать возможность контроля положения очистных устройств в трубопроводе. Контроль осуществляется с помощью специальных сигнализаторов (датчиков), установленных за 1000 м до и после узла.

Для сбора продуктов очистки  газопровода в технологической схеме узла необходимо предусматривать коллектор – сборник, с целью унификации оборудования и придания коллектору – сборнику достаточной прочности и надежности его следует проектировать из таких же труб, как и газопровод на участках 1-ой категории /12/,

Объем коллектора – сборника следует  принимать по расчету в зависимости  от загрязненности газа и устанавливаемого цикла очистки, но не более:

300 м³ - для газопровода диаметром 1020 мм и 1220 мм;

500 м³ - для газопровода диаметром 1420 мм.

В  коллекторе-сборнике следует  предусматривать возможность:

- выветривания газа;

- передавливания жидкости в автоцистерны для вывоза на утилизацию) или сжигания;

- передавливания шлама в амбары  или автоцистерны на вывоз  и последующее обезвреживание;

- очистки нижней части коллектора-сборника;

- отбора проб для определения  состава продуктов очистки;

- контроля уровня заполнения.

Коллекторы-сборники следует размещать  на расстоянии не менее 15 м от газопровода  и от узла очистки, а свечу для  сброса газа из коллектора-сборника - на расстоянии не менее 60 м от узла очистки.

Для аварийного сброса продуктов очистки  газопровода на узле очистки может  быть предусмотрен амбар.

 

3.5. Разработка установки очистки  газа

 

Установка очистки газа предназначена  для очистки поступающего на КС газа от твердых и жидких примесей и предотвращение загрязнения и коррозии оборудования и трубопроводов станций.

Разработка установки состоит  в определении числа ступеней очистки газа, определении типа, марки и потребного количества газоочистных аппаратов, в разработке технологической схемы установки.

Очистка газа, как правило, проводится в одну ступень - в пылеуловителях. Иногда применяется двухступенчатая  очистка (на второй ступени используется фильтры-сепараторы). Двухступенчатая очистка предусматривается в среднем через 3-5 КС после участков газопроводов с повышенной вероятностью аварий линейной части.

 

3.5.1. В качестве пылеуловителей  на КС могут применяться в  основном масляные, циклонные и  мультициклонные пылеуловители /4/ /5/. Наиболее перспективны и широко применяются аппараты циклонного и мультициклонного типа.

Методика определения числа  масляных пылеуловителей изложена в /6/ /2/ /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 10) определяются его минимально и максимально допустимые производительности Q_min и Q_max. При отличии плотности транспортируемого газа при стандартных условиях от 0,75 кг/м³ полученные значения Q_min и Q_max 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 Q_max , а при работе всех аппаратов - не выходила за пределы минимальной производительности Q_min. При этом в любом режиме работы общие потери давления на стороне всасывания КС не должны превышать нормативных величин (приложение 8).

 

3.5.2. При разработке технологической  схемы установки очистки газа  следует предусматривать: коллекторы  на входе и выходе установки  (кольцевой конфигурации), краны отключения отдельных аппаратов от коллекторов (краны ручного привода с червячным редуктором, краны со стороны входа оборудуются обводами D_у 50 с краном - для заполнения аппаратов перед пуском), сброс жидких и твердых примесей из установки в емкость сброса продуктов очистки газопровода.

Трубопровода сброса жидких и твердых примесей должны иметь минимальное количество поворотов и выполняться из труб с увеличенной на 30-50% толщиной стенки.

 

3.6. Разработка установки охлажденная  газа

 

Компримирование газа на КС сопровождается его нагревом. Охлаждение газа проводится на выходе станций и осуществляется с целью: предотвращения нарушения устойчивости и прочности труб и покрывающей их изоляции; для предотвращения растепления многолетне-мерзлых грунтов, в которых уложен газопровод, обслуживаемый КС; для повышения экономичности транспорта газа за счет уменьшения его объема при охлаждения.

Охлаждение газа осуществляется, как  правило; в аппаратах воздушного охлаждения (АВО) /4/ /23/, охлаждение с целью предотвращения растепления грунтов - на специальных станциях охлаждения газа /22/.