Гидромашины

Импульсный газ из системы  может подаваться под двумя различными давлениями (импульсный газ высокого и низкого давления). В этом случае на выходе из системы устанавливается дополнительный узел редуцирования.

 

3.7.4. Газ на собственные нужды  КС очищается на общем узле  очистки газа рассматриваемой установки, затем происходит редуцирование до требуемого давления на узле редуцирования, совмещенном с узлами редуцирования топливного и пускового газа.

 

3.7.5. Все технологические объекты,  входящие в состав рассмотренных  узлов (сепараторы, подогреватели и т.д.) обвязываются общим кольцевым коллектором. Цеховые коллекторы топливного, пускового и импульсного газа должны иметь продувочные и дренажные свечи.

 

3.7.6. В разработку установки входит: разработка технологической схемы установки и увязка ее с технологической схемой КС, определение диаметров трубопроводов, составляющих обвязку технологических объектов установки, и коллекторов топливного, пускового и импульсного газа. Диаметр трубопроводов определяется с учетом нормативных значений скорости газа /1/:

- трубопроводы топливного газа     до 20 м/с;

- коллекторы топливного газа     до 5 м/с;

- трубопровода и коллекторы  пускового газа   до 25 м/с.

 

3.8. Технологический расчет внутриплощадочных  коммуникаций КС

 

Технологический расчет внутриплощадочных коммуникаций КС в объеме курсовой работы включает в себя: определение диаметра и толщины стенки технологических трубопроводов, расчет гидравлического сопротивления коммуникаций отдельно на входе и выходе станции, приведение гидравлических потерь в соответствие с их нормативными значениями.

Технологический расчет выполняется  на основе разработанной проектантом технологической схемы КС и генплана станции /4/ /6/.

Диаметр технологических газопроводов назначается по рекомендациям /1/ и  определяется исходя из допустимых пределов скорости газа в трубопроводах - 5-20 м/с.

Толщина стенки трубопроводов обвязки  технологического оборудования определяется по методике предельных состояний ("Инструкция по расчету обвязочных трубопроводов" ВНИИСТ), коллекторов - по СНИП - 2.05.06.-85. При выполнении курсовой работы толщину стенки всех трубопроводов КС допускается определять в первом приближении по /12/. Особенности применяемых на КС материалов, труб и арматуры указаны в /6/.

Расчет потерь давления в газопроводах КС можно проводить по преобразованной формуле Дарси-Вейсбаха , а потери давления на местных сопротивлениях - находить по формуле , где ζ - коэффициент местного сопротивления /2/ /14/.

В приведенных формулах: ρ - плотность газа в условиях трубопровода, кг/м³; - скорость газа в трубопроводе, м/с.

При расчете потерь давления во внутриплощадочных  коммуникациях КС следует учитывать гидравлическое сопротивление пылеуловителей и АВО (см. разделы 3.5 и 3.6). Нормативные значения потерь давления в коммуникациях КС приведены в приложений 8.

 

3.9. Разработка вариантов и технических  решений использования вторичных  энергетических ресурсов КС

 

Одним из основных источников  вторичных  энергетических ресурсов на КС является тепло отходящих газов ГТУ. Использование этого тепла позволяет повысить общий к.п.д. использования турбины, ликвидировать или уменьшить ряд объектов на КС, упростить сеть коммуникаций на площадке станции и снизить расход газа на собственные нужды КС.

С другой стороны, утилизация тепла  отходящих газов требует дополнительных расходов на сооружение установок утилизации и снижает развиваемую турбиной мощность. Последнее вызвано установкой на выхлопном тракте ГТУ теплообменных аппаратов-утилизаторов, создающих дополнительное гидравлическое сопротивление выхлопным газам.

Вопрос о целесообразности утилизация решается на основе сравнения затрат на утилизацию с затратами на получение количества утилизируемой энергии другими традиционными способами.

При выполнении курсовой работы следует  предварительно изучить / 6 стр. 307, 308, 361, 362, 370-372, 312, 351, 352/. Затем рассмотреть возможность утилизации тепла отходящих газов. Сюда входит определение технической возможности отвода тепла отходящих газов и поиск возможных потребителей отводимого тепла на КС и вблизи ее.

Следующим этапом рассчитываются затраты  по варианту утилизация и по варианту работы КС без утилизации. На этом этапе  при выполнении  курсовом работы следует условно принимать равенство капиталовложений по вариантам и проводить сравнение вариантов только по затратам энергии без учета прочих эксплуатационных расходов, которые также условно принимаются одинаковыми по вариантам.

Согласно отмеченного, выполняются следующие расчеты.

Вариант утилизации: определение дополнительно  расходуемой мощности ГТУ на преодоление гидравлического сопротивления утилизатора, расчет дополнительно потребляемого ГТУ количества топливного газа в натуральном и стоимостном выражении (по данным приложения 5 и раздела 3.10).

Вариант работы КС без утилизации: определение расхода газа по объектам КС, предполагаемых к переводу на энергию  утилизируемого тепла ГТУ, в натуральном  и стоимостном выражении; расчет потребного количества тепла и газа в натуральном и стоимостном выражении для существующих или возможных объектов - потенциальных потребителей утилизируемого тепла, расположенных на КС или вблизи ее.

В заключении рассчитывается экономический  эффект от утилизации тепла.

При выполнении данного раздела проектант на основе методических указаний и рекомендованной литературы самостоятельно составляет план работы, затем подробную методику расчета, которая согласуется с консультантом. Расчеты выполняются по согласованной методике.

 

3.10. Расчет расхода газа на собственные нужды и разработка мероприятий по снижению газопотребления КС

 

Расход газа на собственные нужды  определяется согласно /1/ следующим  образом:

где - суммарный расход топливного газа для рабочих ГПА, тыс. м³/ч.  - расход газа на технологические нужды и технические потери КС и предшествующего линейного участка газопровода, тыс. м³/ч;    

- расход газа электростанциями  собственных нужд, тыс. м³/ч;

где - номинальный расход топливного газа (принимается по приложению 7), тыс. м³/ч;

 и  нормативная и фактическая теплотворность газа, кДж/м³,

 кДж/м³

- номинальная установленная мощность КС; кВт;

- средний удельный расход, принимаемый  по таблице, м³/кВт ч;

 

Тип привода	Значение  , при номинальном давлении КС (МПа):
	5,49	7,45	9,81
1.Турбинный и электрический	0,015	0,020	0,025
2. Поршневой		0,030

- рабочая мощность электростанции /6/, кВт; 

-средний удельный расход: для  газотурбинных электростанций - 0,75, для поршневых - 0,36, м³/кВт ч.

Для электроприводных КС расход электроэнергии рассчитывается по формуле /1/ :

где τ - время работы привода ГПА, ч;

η_д и η_Т -  соответственно к.п.д. электродвигателя и трансформатора подстанции; η_д = 0,975, η_Т  = 0,99.

При выполнении данного раздела  необходимо проанализировать выше приведенные формулы и установить величины, численное значение которых можно изменять различными техническими и организационными мероприятиями на объектах КС. Затем следует определить конкретные меры по снижению потребления газа на станции. В заключение проводятся расчеты по предложенным мерам с определением: потребление газа на КС до и после осуществления предложенных мер и экономию газа на КС.

При разработке данного раздела  необходимо использовать информацию из других разделов настоящих методических указаний, в частности, раздела 3.9 и рекомендованную литературу. На их основе проектантом самостоятельно составляется план работы, затем подробная методика расчета, которая согласуется с консультантом. Расчеты выполняются по согласованной методике.

 

3.11. Анализ технического состояния  ГПА по данным эксплуатация  и разработка мероприятий по  повышению надежности ГПА

 

Для обеспечения долговременной, надежной и эффективной работы газоперекачивающих агрегатов необходим постоянный контроль за их техническим состоянием и своевременный профилактический ремонт агрегатов, что осуществляется с помощью системы технического диагностирования.

Наиболее перспективна система комплексной технической диагностики, которая способствует переходу на новые перспективные формы обслуживания ГПА не по наработке, а по фактическому состоянию каждого агрегата.

В комплексную систему технического диагностирования входят следующие виды диагностики: параметрическая, вибрационная, разборная и т.д.

Разборная диагностика является одним  из первых видов диагностирования и  широко применяется на КС.

Одним из видов параметрического диагностирования является диагностика по термогазодинамическим параметрам ГПА /23/. Этот вид диагностирования достаточно доступен для практического применения и начинает широко применяться на КС.

Вибродиагностика /23/ требует специальных  приборов и в настоящее время  применяется пока ограничено.

В качестве одного из видов диагностирования используется контроль технического состояния ГПА по расходу топливного газа путем сравнения фактического расхода с нормативным (раздел 3.10).

Все виды диагностирования взаимно  дополняют друг друга.

Для обеспечения агрегатам эффективной и надежной работы необходимо знать не только их текущее техническое состояние, но и причины отклонения рабочих параметров ГПА от их нормативных значений и степень надежности элементов ГПА.

Причины отклонения параметров вскрываются  в ходе анализа данных по режимам работы ГПА в предшествующий период⁴ и на основе анализа показателей использования агрегатов:

К_Э - показателя экстенсивного использования, характеризующего использование мощности ГПА во времени;

К_И - показателя интенсивного использования, отражающего степень загруженности ГПА по мощности; 

К_С - интегрального показателя использования, характеризующего суммарное использование мощности ГПА во времени и по мощности.

  ;        ;    

где Т_Р - наработка ГПА за отчетный период, час;

Т_К - календарное время отчетного периода, час.

Степень надежности отдельных элементов  ГПА и агрегатов в целом, а  также прогноз их работоспособности  и периодичности ремонта определяются на основе расчета и анализа показателей надежности /4/ /14/.

В объеме курсовой работы следует  определить; а) техническое состояние ГПА по термогазодинамическим параметрам, расходу топливного газа и показателям надежности, б) возможные причины понижения технического состояния ГПА с применением показателей использования ГПА, в) мероприятия по восстановлению технического состояния агрегатов и предотвращению преждевременного понижения технического состояния ГПА в последующие периода эксплуатации /23/.

При выполнении данного раздела  проектант самостоятельно составляет методику анализа технического состояния  ГПА, делает обзор возможных мероприятий по повышению надежности агрегатов и представляет их в виде краткого реферата консультанту, который решает вопрос о степени проработки материала и возможности проектантом самостоятельного выполнения работы в дальнейшем.

 

 

 

 

 

 

ЛИТЕРАТУРА

 

1. Общесоюзные    нормы    технологического    проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть 1. Газопроводы. ОНТП 51-1-85. Мингазпром, М., 1985.
2. Деточенко А. В., Михеев А. Л., Волков М. М. Спутник газовика. М., Недра, 1978.
3. Новоселов В. Ф., Гольянов А. И., Муфтахов Е. И. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации газопроводов. Уч. пособие. М., Недра, 1982.
4. Трубопроводный транспорт нефти и газа. Под ред. проф. Юфина В. А. М., Недра.1978.
5. Транспорт и хранение нефти и газа. Под ред. проф. Константинова Н. Н. и проф. Тугунова П. И. М., Недра, 1975.
6. Справочник по проектированию магистральных трубопроводов. Под ред. Дерцакяна А. К., Л., Недра, 1977.
7. Суринович В. К., Борщенко Л. И. Машинист технологических компрессоров. М., Недра, 1986.
8. Ходанович В. Е., Кривошеин Б. Л., Бикчентай Р. Н. Тепловые режимы магистральных газопроводов. М., Недра, 1971.
9. Черкасский В. М. Насосы, вентиляторы, компрессоры. М., Энергия, 1977.
10. Касьянов В. М. Гидромашины и компрессоры. М., Недра, 1970.  
11. Васильев Ю. Н., Смерека Б. М. Повышение эффективности эксплуатации компрессорных станций. М., Недра, 1981.
12. СНиП 2.05.06 - 85. Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования.
13. Бунчук В. А. Транспорт и хранение нефти, нефтепродуктов и газа. М., Недра,1977.
14. Вольский В. Л., Константинова И. М. Режим работы магистрального газопровода. Л., Недра, 1970.
15. Рубинов Н. 3. Экономика трубопроводного транспорта нефти и газа. М., Недра, 1972.
16. Агапкин В. М., Борисов С. Н., Кривошеин Б. Л. Справочное руководство по расчетам трубопроводов. М., Недра, 1987.
17. Справочник работника магистрального газопровода. Под ред. Бармина С. Ф. Л., Недра, 1974.
18. Едигаров С. Г., Бобровский С. А. Проектирование и эксплуатация нефтебаз и газохранилищ. М., Недра, 1973.
19. СНиП 2. 01. 01 - 82. Строительная климатология и геофизика.
20. Методика теплового и аэродинамического расчета аппаратов воздушного охлаждения. М., ВНИИнефтемаш, 1982.