Расчет эксплуатационных характеристик магистрального газопровода

Размещено на http://www.allbest.ru/

ДИПЛОМНАЯ РАБОТА

на тему: «Расчет эксплуатационных характеристик магистрального газопровода»

Содержание

магистраль газопровод температура давление

Введение

Характеристика местности (Атырау)

1.1 Расчет трубопровода

1.1.1 Механический расчет

1.1.2 Расчет толщины стенки трубопровода

1.1.3 Расчет нагрузок на трубу

1.2 Технологический расчет

1.2.1 Определение среднего давления и температуры

1.2.2 Определение физических свойств газа

1.2.3 Определение коэффициента гидравлического сопротивления

1.2.4 Определение числа компрессорных станций

1.2.4.1 Выбор газоперекачивающих агрегатов (ГПА)

1.2.4.2 Выбор пылеуловителей (ПУ)

1.2.4.3 Выбор аппаратов воздушного охлаждения (АВО)

1.3 Расчет катодной защиты трубопровода

2. Основные сведения о компрессорной станции с центробежными нагнетателями

2.1 Технологическая схема компрессорной станции

3. Пожарная профилактика на объектах магистрального газопровода

3.1 Причины пожаров на производственных объектах

3.2 Права и обязанности предприятий

3.3 Пожарная профилактика

3.4 Противопожарные преграды

3.5 Пути эвакуации

4. Охрана водной среды при эксплуатации, сооружении и ремонте магистральных трубопроводов

4.1 Характеристика состава сточных вод

4.2 Методы очистки сточных вод

4.2.1 Механическая очистка

4.2.2 Физико-химические методы

4.2.3 Химические методы

4.3 Способы получения питьевой воды

4.4 Состояние водных ресурсов

Приложения

Список используемой литературы

Введение

Газовая промышленность в настоящее время оказывает непосредственное влияние на технический прогресс и развитие многих важнейших отраслей промышленности и сельского хозяйства и представляет собой большой комплекс материального производства.

Экономика страны полностью базируется на отечественных ресурсах. Важная составная часть этих ресурсов - газ, и в первую очередь природный. Кроме природного газа в общем объеме энергетического баланса значительное применение находят сжиженные углеводородные газы. Основными источниками их получения являются газы нефтяных месторождений, природные газы газоконденсатных месторождений и газы промышленных предприятий по переработке нефти.

Важное условие экономного расходования газа в народном хозяйстве - строгое соблюдение дисциплины газопотребления всеми без исключения предприятиями. Таким образом, для современного этапа развития газового хозяйства характерно не только количественное его увеличение, но и качественные изменения. Особое внимание стало уделяться обоснованности выбора труб, арматуры, материалов, внедрению рациональных схем газоснабжения, применению более совершенной техники, позволяющей наряду с повышением эффективности использования газа уменьшить количество вредных выбросов в атмосферу с продуктами сгорания, новых приборов и технологий, обеспечивающих надежность и безопасность эксплуатации. Учитывая чрезвычайное разнообразие и многочисленность потребителей газа, особую актуальность приобретает проведение единой технической политики, соответствующей современному уровню науки и техники.

Рост производства и потребления сжиженных углеводородных газов, а также потребителей этих газов обусловил необходимость разработки многих технических проблем, связанных с производством, хранением, транспортированием этих газов. Одновременно это вызвало необходимость разработки и организации выпуска широкого ассортимента приборов, аппаратов и арматуры для их использования.

Использование сжиженных газов позволяет улучшить санитарно-гигиенические условия труда и свести к минимуму загрязнение воздушной среды вредными выбросами, способствует интенсификации работы промышленных печей, сушильных установок, сельскохозяйственного производства, автоматизации производственных процессов, оказывает существенное влияние на ускорение технического прогресса. Народнохозяйственная эффективность газоснабжения с помощью сжиженных газов во многом определяется правильностью выбора методов сжигания, совершенства газоиспользующего оборудования и приборов, квалификацией обслуживающего персонала, действенностью системы контроля за использованием газа. При работе агрегатов на газовом топливе появляется реальная возможность глубокого ступенчатого использования практически чистых продуктов сгорания. Кроме того, очень важным преимуществом сжиженных газов является возможность их эффективного использования в условиях рассредоточенных нагрузок в районах, отдаленных от магистральных газопроводов природного газа.

Специфические особенности сжиженных газов и задачи их широкого использования в многообразных отраслях народного хозяйства требуют наличия специальных пособий, освещающих физико-химические свойства углеводородов, входящих в составы сжиженных газов, а также методы их транспортировки, хранения, распределения и сжигания.

В настоящее время углеводороды, входящие в состав сжиженных газов, могут быть широко использованы для нужд населения и в химической промышленности в качестве технологического сырья для производства синтетических продуктов, для обогрева нагревательных печей небольшой мощности, для газопламенной обработки металлов (резки, сварки, пайки и напыления металлов), в качестве моторного топлива для автомобилей, а также в сельскохозяйственном производстве. Однако применение сжиженных углеводородных газов, особенно в промышленности, имеет в настоящее время ограниченный характер, в связи с недостаточностью ресурсов указанных газов.

Система газоснабжения потребителей состоит из тесно связанных между собой трех элементов: источника газоснабжения (газовый промысел или газобензиновый завод); магистрального газопровода со всеми сооружениями; газораспределительных городских сетей. Для эффективного их использования необходимо, чтобы все эти элементы работали согласованно и с полной нагрузкой.

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ:

Q = 35 млн./сутки - суточная подача газа в газопроводе;

= 5,5 МПа - рабочее давление в газопроводе;

P_н= 3,5 МПа - давление перед КС;

= 2,0 МПа - конечное давление;

= 297 К, - начальная температура газопровода;

= 273 К

= 1000 мм - наружный диаметр газопровода;

L = 960 км - общая длина газопровода;

= 40 Ом*м - плотность грунта

у = 430 м - расстояние анодного заземлителя до защищаемого трубопровода;

?=0,58

Марка стали - 13Г1С-У

Марка анода АК -1

Атырау

Тип ГПА - ГТК-10-4

1. Расчет трубопровода

1.1 Механический расчет

Целью механического расчёта является расчёт магистрального трубопровода на прочность, т.е. определение толщины стенки труб, напряжений, действующих в трубопроводе и его проверки.

1.1.1 Расчет толщины стенки трубопровода

Расчетное сопротивление металлической трубы определяем по формуле.

Для I и II категории:

(1)

Для III и IV категории:

(2)

где: R₁^н - нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла трубы. (Принимаем по приложению 1, марка стали 13Г1С-У, Выксунский завод - 54 0МПа)

m - коэффициент условий работы трубопровода, принимаем по I и II категории, m = 0,75; для III и IV категории, m = 0,9, (m - принимаем по приложению 2)

к₁ и к_н - коэффициенты надежности по материалу и назначению трубопровода, принимаем по приложению к₁ = 1, 4; к_{н =} 1.05 (к₁- берется по приложению 3, к_н - принимаем по приложению 4)

Расчетную толщину стенки трубопровода определяем по формуле :

Для I и II категории:

(3)

Для III и IV категории:

(4)

где: - коэффициент надежности по нагрузке, (принимаем по приложению 5, );

Р - внутреннее рабочее давление МПа; (по заданию);

Д_н - наружный диаметр мм (по заданию);

R₁; R₂ - расчетное сопротивление растяжению металла труб, МПа

Определяем продольное осевое сжимающие напряжения:

Для I и II категории:

(5)

(6)

(7)

Для III и IV категории:

(8)

(9)

где: ₁ - температура наружного воздуха при укладке трубопровода, ⁰С

перепад температур, ⁰С

t₀ - температура грунта, ⁰С (по заданию)

d- внутренний диаметр трубы, мм

Физические характеристики стали:

б - коэффициент линейного расширения, равный 1,2?10^-5 1/⁰С

(приложение 6);

Е - модуль упругости материала трубы, равный 2,1?10⁵ МПа (приложение 6);

м -коэффициент поперечной деформации Пуассона пластической стадии, равный 0,3 (приложение 6).

Определяем коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние труб

Для I и II категории:

(10)

Для III и IV категории:

(11)

Толщина стенки с учетом продольных осевых сжимающих напряжений определяется:

(12)

(13)

К расчету принимаем минимальную толщину стенки трубопровода д=10мм

1.1.2 Расчет нагрузок на трубу

Собственный вес трубопровода учитываемый в расчетах как вес единицы длины трубопровода:

(14)

где: эффициент надежности по нагрузке, принимаем - 1,1 (приложение 5)

- площадь поперечного сечения трубы, м²

(15)

_ст - удельный вес стали, принимаем _ст =78500 Н/м³

Определяем нагрузки от веса перекачиваемого продукта на единицу длины трубопровода:

(16)

где: - коэффициент надежности по нагрузке, принимаем =1,1

(приложение 5)

плотность транспортируемого газа, кг/м³

Плотность газа при стандартных условиях определяется следующей зависимостью:

Определяем напряжение от упругого изгиба, создаваемое за счет упругого изгиба при поворотах оси трубопровода:

(17)

R=800*D=800*1.0=800м (18)

где: Е - модуль упругости материала трубы, (равная 2,1*10⁵ МПа)

R - радиус упругого изгиба оси трубопровода, м

Трубопровод, уложенный в грунт, находится под воздействием внешних сил. Эти силы вызывают сложные напряжения. В результате действия внутреннего давления возникают следующие напряжения:

- радиальные;

- кольцевые;

- продольные.

Радиальные напряжения обусловлены внутренним давлением, с которым равно по величине и противоположно по направлению:

(19)

Для определения кольцевых напряжений, возникающих в трубе под действием внутреннего и внешнего давления, воспользуемся формулой Мариотта:

(20)

Продольное напряжение возникающие от внутреннего давления определяем по формуле:

 (21)

(22)

?t=t₁-t₀=20-0=20 ⁰C (23)

где:эффициент надежности по нагрузке, принимаем по приложению 5 , =1,1

Р - рабочее давление, МПа ( по заданию)

?t - расчётный температурный перепад, принимаемая 20°С;

t₁-температура окружающей среды , принимаем 20 ⁰С;

t₀-температура грунта (по заданию)

- толщина стенки трубопровода (принимаем минимальную толщину стенки из расчета =11мм);

Большие продольные напряжения возникают в трубе при ее изгибе, которые являются следствием неровности рельефа и определяются по формуле:

(24)

где: - радиус изгиба трубы, принимаем = 800 м

При эксплуатации трубопровода совместные действия внутреннего давления могут вызывать гораздо большие и суммарные напряжения продольного направления при укладке трубы, чем в момент испытания. Уязвимым местом в трубопроводе являются сварные швы. Прочность поперечных сварных швов в наиболее тяжелый период эксплуатации, проверяем из условия, что суммарная продольная нагрузка должна быть меньше или равна расчетному сопротивлению трубы:



(25)

Условие прочности трубопровода выполняется, следовательно, принятая толщина стенки может быть использована для строительства

1.2 Технологический расчет

Компрессорные станции по трассе газопровода размещают с учетом технологических и экономических соображений. В частности необходимо стремится к тому, чтобы размещение КС отвечало требованиям их строительства и эксплуатации. Следует учитывать, что расположение КС существенно влияет на пропускную способность в целом, а также на суммарную мощность КС.

Зная диаметр и производительность необходимо определить количество КС и расстояние между ними, длину конечного участка. Длина конечного участка будет определяться тем давлением, которое будет необходимо потребителю.

Для определения длин перегонов, (расстояние между КС) сначала необходимо определить параметры перекачки, свойства газа и режим перекачки. Эту задачу будем решать методом последовательных приближений. Необходимо задаться конечным давлением, начальной и конечной температурой, длиной участка, точностью определения давления и температуры.

Принимаем:

?Р=2,0 МПа - точность определения давления

?Т=10 К - точность определения температуры

Р_к=2,0 МПа - абсолютное давление перед КС

Т₁=297 К - температура на выходе КС

Т₂=275 К - температура на входе КС

l=44 км - длина перегона

1.2.1 Определим средние значения давления и температуры газа на участке МГП

(26)

Примем атмосферное давление равным 0,1 МПа

Р₁= принимаем 5,9МПа, тогда Р₁ =6,0 МПа

Р₂= принимаем 3,7 МПа, тогда Р₂=3,8

- абсолютное давление газа в начале участка, МПа;

- абсолютное значение давления газа в конце участка МПа.

Значение средней температуры газа определяем из следующего уравнения:

(27)

где:

- температура в начале участка, К;

- температура в конце участка, К.

1.2.2 Определение физических свойств газа

Плотность газа при стандартных условиях определяется следующей зависимостью:



(28)

где:

- плотность воздуха, кг/м³ (приложение №7)

Д = 0,58 (по заданию)

Определим критические и приведенные значения давления и температуры:

(29)

(30)

(31)

(32)

где:

- критическое значение температуры, характеризующая возможность перехода газа в жидкость, К;

- критическое давление, МПа;

и - приведенные значения давления и температуры.

Находим функцию учитывающую влияние температуры ():

ф = 1 - 1,68 • Т_пр + 0,78 • Т_пр² + 0,0107 • Т_пр³

ф = 1 - 1,68 • 1,44 + 0,78 • 1,44² + 0,0107 • 1,44³ = 0,23 (33)

Определим коэффициент сжимаемости газа по следующей зависимости:

(34)

Для определения динамической вязкости газа применяется следующая формула:

(35)

Удельная теплоемкость определяется по формуле

(36)

Коэффициент Джоуля-Томсона определяется по формуле:

(37)

1.2.3 Определение коэффициента гидравлического сопротивления

Определим л, для оценки гидравлического режима течения газа найдем значение переходной производительности:

(38)

Если Q > - газ течет при квадратичном режиме, тогда при эквивалентной шероховатости труб определяем л:

k_э=0,03

(39)

Где d - внутренний диаметр трубы, мм.

(40)

где Е - коэффициент гидростатической эффективности участка.

В соответствии с ОНТП и правилами технической эксплуатации МГ, при отсутствии реального значения эффективности работы МГ, принимается Е = 0,95 для газопровода оборудованного узлами для очистки труб.

Определение давления в конце участка получим из уравнения пропускной способности:

(41)

где:

- расстояние между КС (приняли), км;

Q - суточная подача газа в газопроводе (по заданию), млн./сутки;

Для определения средней температуры газа нам потребуются значения а и М, которые определяются по следующим формулам:

(42)

(43)

(44)

Оценим сходимость предположенных и рассчитанных значений давления и температуры:

(45)

(46)

Сходимость удовлетворительная. Условие ДР₂ ? ДР и ДТ_ср ? ДТ выполняются.

(47)

Полученное значение длины перегона принимаем за исходное. Все участки равны между собой, конечный участок рассчитывается при давлениях Р₁ и Р_к и получается в 2 раза длинее.

(48)

Тогда длину конечного участка определяем по формуле:

(49)



1.2.4 Определение числа КС

Число КС

(50)

Так как газопроводы рекомендуется сооружать без лупинга дробное число КС обычно округляется в большую сторону. К строительству принимаем количество КС n₀=6, тогда уточняем длины участков.

(51)

(52)

Эти значения принимаем за искомые.

1.2.4.1 Выбор газоперекачивающих агрегатов (ГПА)

Газоперекачивающий агрегат - сложная энергетическая установка, предназначенная для компремирования природного газа, поступающего на КС по магистральному газопроводу.

Для нагнетателей число компрессорных машин на станции должно составлять от 2 до 6 штук. Определим их количество:

n = (53)

где:

Q - производительность трубопровода, млн.м³/сут;

q - номинальная подача нагнетателя, млн.м³/сут.

Из приложения 9 выбираем газоперекачивающий агрегат ГТН-6 имеющий следующие характеристики:

Номинальная производительность: 19 млн.м³/сут

Давление нагнетателя: 5,5 МПа

Частота вращения: 6150 об/мин

Определим количество нагнетателей при использовании ГТН-6:

n = = 1,8 ?2

При использовании ГТН-6 будет использоваться 2 нагнетателя, а также 2 нагнетателя будут находиться в резерве.

Уточним подачу нагнетателя исходя из количества ГПА:

q = (54)

q = = 17,5 млн.м³/сут

Подача нагнетателя должна соответствовать рабочей зоне нагнетателя, которая составляет ±15% от номинальной. Для нагнетателя ГПА-Ц-6,3 эти значения будут составлять 16,1 - 21,8 млн.м³/сут. Подача, при использовании ГТН-6 составляет 17,5 млн.м³/сут. Условие выполняется.

Определим приведенные затраты на компрессорную станцию при использовании газоперекачивающих агрегатов ГТН-6.

определим приведенные затраты на КС:

С_к = Э + Е • К (55)

где:

Э - эксплуатационные затраты, тыс. тнг/год;

К - капиталовложения в КС, тыс. тнг./год;

Е - отраслевой коэффициент, обратный сроку окупаемости и равный для объектов транспорта и хранения нефти и газа 0,15, 1/год;

Определим эксплуатационные затраты:

Э = n • a_э + n_p • в_э + c_э (56)

Определим капиталовложения в компрессорную станцию:

К = (n + n_p) • а_к + в_к (57)

где:

n - число рабочих ГПА на станции;

n_p - число резервных ГПА;

а_э, в_э, с_э, а_к, в_к - коэффициенты, отражающие затраты, связанные с ГПА и другими системами и службами КС, независимыми от числа ГПА на станции, (приложение 8)

Из приложения 8 принимаем следующие значения коэффициентов:

а_э = 520; в_э = 121; с_э = 336; а_к = 140; в_к = 355.

Рассчитаем эксплуатационные затраты:

Э = 2 • 520 + 2 • 121 + 336 = 1618 руб/год ? 8090 тнг/год

Рассчитаем капиталовложения в компрессорную станцию:

К = (2 + 2) • 140 + 355 = 915 руб ? 4575 тнг/год

Определим приведенные затраты на компрессорную станцию:

С_к = 8090 + 0,15 • 4575 = 8776,2 тнг/год

Определим величину ж. Именно это величина является определяющей при выборе ГПА из конкурирующих вариантов.

ж = С_к • (58)

Определим величину е:

е = (59)

где:

P_вых - давление на выходе нагнетателя, МПа;

P_вх - давление на входе в нагнетатель, МПа.

е = = 1,57

Определим величину ж:

ж =8776,2 • =14787,29 тыс. тнг/год

1.2.4.2 Выбор пылеуловителей (ПУ)

Система подготовки технологического газа служит для очистки газа от механических примесей и жидкости перед подачей его потребителю в соответствии с требованиями ГОСТ 5542-87.

При добыче и транспортировке в природном газе содержатся различного рода примеси: песок, сварной шлам, конденсат тяжелых углеводородов, вода, масло и т.д. Источником загрязнения природного газа является призабойная зона скважины, постепенно разрушающаяся и загрязняющая газ. Подготовка газа осуществляется на промыслах, от эффективности работы которых зависит и качество газа. Механические примеси попадают в газопровод как в процессе его строительства, так и при эксплуатации.

Наличие механических примесей и конденсата в газе приводит к преждевременному износу трубопровода, запорной арматуры, рабочих колес нагнетателей и, как следствие, снижению показателей надежности и экономичности работы компрессорных станций и в целом газопровода.

Все это приводит к необходимости устанавливать на КС различные системы очистки технологического газа. Первое время на КС для очистки газа широко использовали масляные пылеуловители, которые обеспечивали достаточно высокую степень очистки (до 97-98%). Недостатками масляных пылеуловителей являются: наличие постоянного безвозвратного расхода масла, необходимость очистки масла, а также подогрева масла при зимних условиях эксплуатации.

В настоящее время на КС в качестве первой ступени очистки широко применяют циклонные пылеуловители, работающие на принципе использования инерционных сил для улавливания взвешанных частиц.

Определим рабочее давление пылеуловителя:

P_пу = P_вх - ДP_вх (60)

где:

P_пу - рабочее давление пылеуловителя, МПа;

P_вх - давление на входе КС, МПа;

ДP_вх - потери на входных коммуникациях, равные 0,12 МПа.

P_пу = 3,5 - 0,12 = 3,38 МПа

Для расчетов принимаем пылеуловитель ГП144.

Коэффициент изменения производительности пылеуловителя определяется по его характеристике. Он зависит от плотности газа и температуре. При плотности газа с_в1 = 0,698 кг/м³ и температуре t_в = 24 °С коэффициент изменения производительности равен 0,94.

По характеристике циклонного пылеуловителя ГП144 определим его максимальную и минимальную производительность:

Q_min = 11 млн.м³/сут

Q_max = 16 млн.м³/сут

Произведем корректировку производительностей. Производительность корректируется с учетом коэффициента изменения производительности пылеуловителей:

Q_min = 0,94 • 11 = 10,34 млн.м³/сут

Q_max = 0,94 • 16 = 15,04 млн.м³/сут

Находим количество пылеуловителей:

n_max = (61)

n_min = (62)

n_min = =2,32 ? 3 штуки

n_max = =3,38 ? 4 штуки

n_min - n_max = 3 - 4 шт

Принимаем количество пылеуловителей равным 3.

Определим производительность при работе всех пылеуловителей:

Q = = 11,66 млн.м³/сут > Q_min = 10,34 млн.м³/сут

Производительность пылеуловителей при отключении одного пылеуловителя:

Q = = 11,66 млн.м³/сут < Qmax = 15,04 млн.м³/сут

Условие нормальной работы пылеуловителей выполняется, принимаем ПУ марки ГП 144 в количестве 3 штук.

1.2.4.3 Выбор аппаратов воздушного охлаждения (АВО)

Одним из важных элементов газотранспортных магистралей является система охлаждения транспортируемого газа, которая позволяет повысить её надёжность и сократить эксплуатационные затраты. При понижении температуры газа пропускная способность газопровода возрастает. Для охлаждения потока транспортируемого газа широкое распространение на КС получили АВО, которые имеют ряд преимуществ перед другими типами теплообменных аппаратов: не требуют предварительной подготовки теплоносителей, надёжны в эксплуатации, экологически чисты, имеют простые схемы подключения.

Принимаем температуру наружного воздуха среднюю за год -15 °С. Оптимальная среднегодовая температура охлаждения газ t₂ принимается на 10-15 °С выше расчетной среднегодовой температуры наружного воздуха t_1в, определяемой по следующей формуле:

t_1в = t_а + д • t_а (63)

где:

t_а - среднегодовая температура наружного воздуха, °С;

д • t_а - поправка на изменчивость климатических данных, принимаемая равной 2 °С.

t_1в = -15 + 2 = -13 °С

Определим общее количества тепла, подлежащее отводу от газа на установки:

Q₀ = M • С_р • (t₁ - t₂) (64)

где:

M - массовая производительность, кг/с;

С_р - удельная теплоемкость газа при давлении на входе в АВО и температуре, равной T_ср = 0,5 • (t₁ + t₂), Дж/с;

t₁ - температура газа на входе в АВО, равная температуре газа на выходе из компрессорных машин, °С;

t₂ - оптимальная температура охлаждения газа (принимаем равной -2 °С).

Определим удельную теплоемкость газа при давлении на входе в АВО и температуре, равной T_ср = 0,5 • (t₁ + t₂):

Ср = 1,696 + 1,838 • 10^-3 • Т_ср + 1,96 • 10⁶ • (65)

Здесь за единицу измерения температуры принимаем градусы Кельвина.

Т_ср = 0,5 • (297 + 271) = 284 К

Давление на входе в АВО P_вх соответствует давлению на выходе из компрессорных машин и равно 3,5 МПа.

Определим удельную теплоемкость газа:

Ср = 1,696 + 1,838 • 10^-3 • 284 + 1,96 • 10⁶ • = 2,507 кДж/кг • К

Определим общее количество тепла, подлежащего отводу от газа на установки:

Q₀ = 282,7 • 2,507 • (297-271) = 18426.95 Дж/с

К расчету принимаем аппарат воздушного охлаждения типа Ничимен, имеющий следующие характеристики (Приложение 9):

Массовый расход газа из АВО: 196000 кг/ч

Коэффициент теплопередачи: 25 Вт/м² • К

Поверхность теплопередачи: 10956 м²

Масса аппарата: 34 тонн

Проведем расчет потребного количества АВО типа Ничимен:

m = (66)

где:

M - массовый расход газа, кг/с

M_АВО - массовый расход газа из АВО, кг/ч.

m = = 5,1 ? 6 штук

Для расчета принимаем оптимальное количество АВО равное 6 штук.

Определим количество теплоты, отводимое от АВО:

Q₁ = (67)

Q₁ = = 3071.15 Дж/с

Определим массовый расход газа из одного АВО:

M₁ = (68)

M₁ = = 47,11 кг/с

Проверим принятое количество АВО по температуре охлаждающего воздуха:

t_2в = t_1в + (69)

где:

t_2в - температура воздуха на выходе АВО, °С;

t_1в - температура воздуха на входе в АВО, °С;

V_в - общий объемный расход воздуха, подаваемого всеми вентиляторами одного АВО, равен 228 м³/с;

с_в - плотность воздуха на входе в АВО, равна 1,344 кг/м³;

С_рв - теплоемкость воздуха при барометрическом давлении P_а, равная 1005 ;

Определим плотность воздуха на входе в АВО:

с_в = (70)

где:

P_б - барометрическое давление, МПа;

P_а - атмосферное давление, МПа.

с_в = = 1,344 кг/м³

Тогда температура воздуха на выходе АВО будет равно:

t_2в = -13 + = -12,9 °С

Предварительно принятое количество АВО остается в силе при t_2в < t₁.

-12,9 °С < 0 °С

Условие выполняется.

Произведем проверку принятого количества АВО по поверхности теплопередачи одного АВО.

Проверка количества АВО заключается в выполнении неравенства:

(71)

где:

F_р - расчетная (требуемая) поверхность теплопередачи одного аппарата, м²;

F - фактическая поверхность теплопередачи (для данного типа АВО), увеличенная на 10% с учетом возможного выхода из строя отдельных вентиляторов и загрязнения поверхностей теплообмена, м²;

ДF - допустимое расхождение между F_р и F, принимаемое равным 5% от F, м².

Определим расчетную поверхность теплопередачи одного аппарата:

F_р = (72)

где:

Q₁' = = = 3071.15 Дж/с;

m - количество АВО;

k_р - коэффициент теплопередачи, принимаемый 20 Вт/м² • К;

Определим значение коэффициента и:

= ₁ • е_Д (73)

где коэффициент и₁ определяется:

₁ = (74)

₁ = = 11,94

Определим коэффициент е_Д:

е_Д = е_Д1 + (75)

где:

е_Д1 - поправка, принимаемая равной 0,93.

Тогда:

е_Д = 0,93 + = 0,93

Определим значение коэффициента и:

и = 11,94 • 0,93 = 11,10

Определим требуемую поверхность теплопередачи:

F_р = = 13.83 м²

Проверим выполнение неравенства:

F = 10956 + 10% = 12051,6 м²

ДF = 12051,6 • 5% = 602,58 м²

13.83 - 12051,6 602,58 м²

-12037,77 602,58 м²

Условие выполняется.

Произведем расчет гидравлического сопротивления АВО по ходу газа (движение газа в зоне квадратичного закона сопротивления). Определим гидравлическое сопротивление АВО по ходу газа:

ДP = У5.0 • + • • (75)

где:

ДP - гидравлическое сопротивление АВО по ходу газа, МПа;

Ужм - сумма коэффициентов местных сопротивление АВО по ходу газа, приводимое в технической характеристике аппарата;

щ - средняя скорость газа в трубах АВО, м/с.

Определим среднюю скорость газа в трубах АВО:

щ = (76)

где:

с_в1 - плотность газа при давлении на входе в АВО и средней температуре газа в АВО, кг/м³;

S - площадь сечения одного хода труб АВО со стороны газа, м².

Определим плотность газа:

с_в1 = • 10⁶ (77)

где:

R - газовая постоянная транспортируемого газа, Дж/(кг • К);

P_вх - давление на входе в АВО, МПа;

T_{ср -} средняя температура газа в АВО, К;

Z - коэффициент сжимаемости газа.

с_в1 = • 10⁶ = 24.68 кг/м³

Определим площадь сечения труб:

S = • n_т (78)

d - внутренний диаметр труб, м;

n_т - общее число труб в аппарате;

Д - эквивалентная шероховатость внутренней поверхности труб (в расчетах принимаем 2 • 10^-4), м;

S = • 594 = 0,47 м²

Тогда скорость газа будет равна:

щ = = 4.06 м/с

Отсюда:

ДP = 5.0 • + • •

= 0,002 МПа

Полученное значение ДP должно удовлетворять условию:

ДP 1,2 • ДP_доп (79)

0,002 ? 1,2 • 0,017МПа

0,002 ? 0,02 МПа

Условие выполняется.



1.3 Расчет катодной защиты трубопровода

Защита газопровода от почвенной коррозии осуществляется катодной поляризацией поверхности трубы установками катодной защиты (автоматическими и неавтоматическими).

Для расчета установок катодной защиты необходимо при проведении электрометрических работ получить данные об удельном электрическом сопротивлении грунта в поле токов катодной защиты, а также в месте установки анодного заземления, иметь данные по характеристике газопровода, в виду изоляционного покрытия, и наличного источников электроснабжения.

Основными параметрами установки катодной защиты являются сила тока и длина защитной зоны, в зависимости от которых принимаются мощность установки, тип и число анодных заземлителей, длина дренажных линий.

1. Переходное сопротивление «трубопровод - грунт» к концу нормативного срока эксплуатации установок катодной защиты:

(80)

Где R_п.н. - начальное переходное сопротивление «трубопровод - грунт», принимаются равным R_п.н. = 10000 Ом*м²

в - показатель скорости старения покрытия, принимаемые значения 0,116ч0,133 1/год. в=0,125 1/год.

t_н.с - нормативный срок эксплуатации устройств катодной защиты

(81)

Здесь G₁ - норма амортизационных отчислений, идущая на полное восстановление основных фондов, принимается равной 10,5%/год

2. Среднее значение переходного сопротивления «трубопровод - грунт»

(82)

3. Сопротивление изоляции газопровода на единице длины к концу нормативного срока эксплуатации устройств катодной защиты

(83)

(84)

Где D - наружный диаметр газопровода, м

4. сопротивление единицы длины газопровода

Где с_ст. - удельное электрическое сопротивление трубной стали, если марка не известна, то с_ст=0,245 Ом*млн²/м

5. Входное сопротивление газопровода, среднее за нормативный срок эксплуатации катодной установки:

к концу нормативного срока

(85)

(86)

6. Постоянная распределения потенциалов и токов вдоль газопровода к концу нормативного срока эксплуатации катодной установки

(87)

7. Максимальный Е_max и минимальный Е_minналоженные защитные потенциалы.

Для влажных грунтов Е_max= -0.67

Е_min= -0,132

Для сухих грунтов Е_max= -0,95

Е_min= -0,132

9. При заданном удалении анодного заземления у=430 от магистрального газопровода определяем:

А) Коэффициент, учитывающий влияние смежной станции катодной защиты (СКЗ)

Для влажных грунтов

(88)

Для сухих грунтов



(89)

Б) Протяженность зоны защиты газопровода одной СКЗ к концу нормативного срока эксплуатации катодных установок

Для влажных грунтов

(90)

Для сухих грунтов

(91)

В) Среднее значение силы тока в цепи катодной станции при R_вх.=R_вх.ср

Для влажных грунтов

(92)

Для сухих грунтов

(93)

Значение силы тока в конце расчетного периода при R_вх =R_вх.к

Для влажных грунтов

_. (94)

Для сухих грунтов

(95)

Г) Сопротивление растеканию тока с одиночного вертикального анода

Для влажных грунтов

(96)

Для сухих грунтов

(97)

Где

С_гр. - удельное сопротивление грунта, кг/м³;

L_a, d_a - длина и диаметр анода

Вертикальные анодные заземлители устанавливают в скважинах в один или 2 ряда на глубину 1,4ч1,5 м от земной поверхности до оголовка.

Д) оптимальное число анодов в конструкции анодного заземления

Для влажных грунтов

(98)

Для сухих грунтов

(99)

Где щ_э - 200 тнг/кВт*ч

щ_а - 200000 тнг - соответственно стоимость 1 кВт*ч электроэнергии и стоимость одного анода с установкой;

з_с - КПД станции, определяемый как отношение номинальной мощности к потребляемой, ориентировачное значение з_с - можно применять 0,57ч0,63

з_э - Коэффициент экранирования, определяемый для вертикальных анодов в зависимости от расстояния можно принять 0,66ч0,89

з_и - коэффициент использования анода з_и-0,75ч0,95

е) сопротивление растекания тока с анодного заземления

Для влажных грунтов

(100)



Для сухих грунтов

(101)

Ж) оптимальная плотность тока в дренажной линии

Для влажных грунтов

(102)

Для сухих грунтов

(103)

Где Е - норма амортизационных отчислений, принимаем равной 0,268 1/год

щ_и - стоимость прокладки дренажной линии, принимаем равной 1000 тнг

с_пр - удельное сопротивление материала проводов принимаемое равным 0,029 Ом*мм²/м.

ф - время работы станции в году, час, принимаемое равным 8760 час

з) Оптимальное сечение дренажного провода

Для влажных грунтов



(104)

Для сухих грунтов

(105)

И) сопротивление дренажного провода

Для влажных грунтов

(106)

Для сухих грунтов

(107)

Где l_пр - длина провода принимается равной удалению анодного заземления у от газопровода

1. Срок службы анодного заземления

Для влажных грунтов

(108)



Для сухих грунтов

(109)

Где Ма - масса одного анодного заземлителя равная 12

g_а - электрохимический эквивалент материала анодов; для железокремнистых в коксовой засыпке принимается 0,12ч0,2, для стальных 0,9ч1,0

2. Общее число станций

Для влажных грунтов

(110)

Для сухих грунтов

(111)



2. Основные сведения о компрессорной станции с центробежными нагнетателями

Как известно, все основные месторождения газа расположены на значительном расстоянии от крупных потребителей. Подача газа к ним осуществляется по магистралям газопроводам различного диаметра. При движении газа из-за разного рода гидравлических сопротивлений по длине трубопровода происходит падение его давления, что приводит к снижению пропускной способности газопровода. Поэтому транспортировать газ в достаточном количестве и на большие расстояния только за счет естественного пластового давления нельзя.

Для поддержания заданного расхода транспортируемого газа и обеспечения его оптимального давления в трубопроводе по трассе газопровода устанавливаются компрессорные станции (КС). Современная компрессорная станция это сложное инженерное сооружение, обеспечивающее основные технологические процессы по подготовке и транспорту природного газа.

Компрессорная станция неотъемлемая и составная часть магистрального газопровода обеспечивающая транспорт газа с помощью энергетического оборудования, установленного на КС. Она служит управляющим элементом в комплексе сооружений, входящих в магистральный газопровод. Именно параметрами работы КС определяется режим работы газопровода. Наличие КС позволяет регулировать режим работы газопровода при колебаниях потребления газа, максимально используя при этом аккумулирующую способность газопровода. На магистральных газопроводах различают три основных типа КС: головные, линейные и дожимные.

Головные компрессорные станции (ГКС) устанавливаются непосредственно после газового месторождения и предназначены они для поддержания необходимого давления технологического газа для его дальнейшего транспорта по магистральным газопроводам, когда в результате разработки газового месторождения пластовое давление в нём снижается.

Характерной особенностью ГКС является высокая степень сжатия на станции, обеспечиваемая последовательной работой нескольких газоперекачиваемых агрегатов (ГПА). На ГКС предъявляются повышенные требования к качеству подготовки технологического газа - очистке от механических примесей, осушке от газового конденсата и влаги, а так же удаления, при их наличии, побочных продуктов: сероводорода, углекислоты и т.д.

Линейные компрессорные станции устанавливаются на магистральных газопроводах, как правило, через 100-150 км. Назначением КС является компримирование поступающего на станцию природного газа, с давления входа до давления выхода, обусловленных проектными данными, для обеспечения постоянного и заданного расхода газа по магистральному газопроводу. Крупные магистральные газопроводы строятся в основном на давления Р=5.5 и 7.5 МПа.

Дожимные компрессорные станции (ДКС) устанавливаются на подземных хранилищах газа (ПХГ). Назначением ДКС является подача газа в подземное хранилище газа от магистрального газопровода и отбор природного газа из подземного хранилища (как правило, в зимний период времени) для последующей подачи его в магистральный газопровод или непосредственно потребителям газа. ДКС строятся также и на газовом месторождении при падении пластового давления ниже давления в магистральном трубопроводе. Отличительной особенностью ДКС от линейных КС является высокая степень сжатия 24, улучшенная подготовка технологического газа (осушители, сепараторы, пылеуловители), поступающего из подземного хранилища, с целью его очистки от механических примесей и влаги, выносимой с газом.

Оборудование и обвязка компрессорных станций приспособлены к переменному режиму работы газопровода. количество газа, перекачиваемого через КС, регулируется включением и отключением работающих газоперекачивающих агрегатов, изменением частоты вращения силовой турбины ГПА с газотурбинным приводом и т.п. Однако во всех случаях стремятся к тому, чтобы необходимое количество газа перекачать меньшим числом агрегатов, что приводит, естественно, к меньшему расходу топливного газа на нужды перекачки и, как следствие к увеличению подачи товарного газа по газопроводу.

Регулирование пропускной способности газопровода отключением работы отдельных КС при расчетной производительности газопровода обычно не практикуется из-за перерасхода энергозатрат на компримирование газа при такой схеме работы. И только в тех случаях, когда подача газа по газопроводу заметно снижается, сравнительно с плановой (например, летом), отдельные КС могут быть временно остановлены. Все ранее сказанное свидетельствует о том, что транспорт газа на большие расстояния представляет собой весьма сложную техническую задачу, от решения которой во многом зависит развитие газовой промышленности и экономики страны в целом.

2.1 Технологическая схема компрессорной станции

Компрессорная станция в зависимости от числа ниток магистральных газопроводов может состоять из одного, двух и более компрессорных цехов, оборудованных одним или несколькими типами ГПА. Как правило, каждый цех КС работает на свой газопровод. Из-за технологических соображений транспорта газов, компрессорные цеха могут быть соединены специальными перемычками, на входе и выходе станции.

Типовая технологическая обвязка компрессорного цеха предназначена для обеспечения приема, на станцию транспортируемого по газопроводу технологического газа, его очистки от механических примесей и капельной жидкости в специальных пылеуловителях и фильтр-сепараторах, распределения потоков газа по газоперекачивающим агрегатам с обеспечением их оптимальной загрузки, возможности охлаждения газа после его компримирования перед подачей в газопровод, вывода цеха для работы на «стационарное кольцо» при пуске и остановке, а так же транзитного прохода транспортируемого газа по магистральному газопроводу, минуя КС. Кроме того, технологическая обвязка компрессорного цеха должна обеспечивать возможность сброса газа в атмосферу из всех его технологических газопроводов через специальные свечные краны.

В зависимости от типа центробежных нагнетателей, используемых на КС, различают две принципиальные схемы обвязок ГПА:

- схему с параллельной, коллекторной обвязкой, характерную для полнонапорных нагнетателей (применяется в Медногорском КС);

- схему с последовательной обвязкой, характерную для не полнонапорных нагнетателей.

Полнонапорные нагнетатели. Проточная часть этих нагнетателей сконструирована таким образом, что позволяет при номинальной частоте вращения ротора создать степень сжатия до 1,45-1,50, определяемую расчетными проектными давлениями газа на входе и выходе компрессорной станции.

Неполнонанорные нагнетатели. Проточная часть этих нагнетателей рассчитана па степень сжатия 1,231,25. В эксплуатации бывает необходимость в двух- или трехступенчатом сжатии, т.е. в обеспечении степени сжатия 1,45 и более. Последнее характерно в основном для станций подземного хранения газа.

На узле подключения КС установлены камеры приема и запуска очистного устройства магистрального газопровода. Эти камеры необходимы для запуска и приема очистного устройства, которое проходит по газопроводу и очищает его от механических примесей, влаги, конденсата. Очистное устройство представляет собой поршень со щетками или скребками, который движется до следующей КС в потоке газа, за счет разности давлений до и после поршня.

3. Пожарная профилактика на объектах магистрального газопровода

Пожары наносят громадный материальный ущерб и в ряде случаев сопровождаются гибелью людей. Поэтому защита от пожаров является важнейшей обязанностью каждого члена общества и проводится в общегосударственном масштабе.

Противопожарная защита имеет своей целью изыскание наиболее эффективных, экономически целесообразных и технически обоснованных способов и средств предупреждения пожаров и их ликвидации с минимальным ущербом при наиболее рациональном использовании сил и технических средств тушения.

Пожарная безопасность - это состояние объекта, при котором исключается возможность пожара , а в случае его возникновения используются необходимые меры по устранению негативного влияния опасных факторов пожара на людей , сооружения и материальных ценностей Пожарная безопасность может быть обеспечена мерами пожарной профилактики и активной пожарной защиты. Пожарная профилактика включает комплекс мероприятий, направленных на предупреждение пожара или уменьшение его последствий. Активная пожарная защита - меры, обеспечивающие успешную борьбу с пожарами или взрывоопасной ситуацией.

Совокупность сил и средств, а также мер правового, организационного, экономического, социального и научно-технического характера образуют систему обеспечения пожарной безопасности.

Основными элементами системы обеспечения пожарной безопасности являются органы государственной власти, органы местного самоуправления, предприятия и граждане, принимающие участие в обеспечении пожарной безопасности в соответствии с законодательством Российской Федерации.

3.1 Причины пожаров на производственных объектах

Производственные объекты отличаются повышенной пожарной опасностью, так как характеризуется сложностью производственных процессов; наличием значительных количеств ЛВЖ и ГЖ, сжиженных горючих газов, твердых сгораемых материалов; большой оснащенностью электрическими установками и другое.

Причины:

1) Нарушение технологического режима - 33%.

2) Неисправность электрооборудования - 16 %.

3) Плохая подготовка к ремонту оборудования - 13%.

4) Самовозгорание промасленной ветоши и других материалов - 10%

Источниками воспламенения могут быть открытый огонь технологических установок, раскаленные или нагретые стенки аппаратов и оборудования, искры электрооборудования, статическое электричество, искры удара и трения деталей машин и оборудования и др.

А также нарушение норм и правил хранения пожароопасных материалов, неосторожное обращение с огнем , использование открытого огня факелов , паяльных ламп , курение в запрещенных местах , невыполнение противопожарных мероприятий по оборудованию пожарного водоснабжение , пожарной сигнализации , обеспечение первичными средствами пожаротушения и др.

Как показывает практика, авария даже одного крупного агрегата, сопровождающаяся пожаром и взрывом, например, в химической промышленности они часто сопутствуют один другому, может привести к весьма тяжким последствиям не только для самого производства и людей его обслуживающих, но и для окружающей среды. В этой связи чрезвычайно важно правильно оценить уже на стадии проектирования пожаро- и взрывоопасность технологического процесса, выявить возможные причины аварий, определить опасные факторы и научно обосновать выбор способов и средств пожаро - и взрывопредупреждения и защиты.

Немаловажным фактором в проведении этих работ является знание процессов и условий горения и взрыва, свойств веществ и материалов, применяемых в технологическом процессе, способов и средств защиты от пожара и взрыва.

Мероприятия по пожарной профилактике разделяются на организационные, технические, режимные и эксплуатационные.

Организационные мероприятия: предусматривают правильную эксплуатацию машин и внутризаводского транспорта, правильное содержание зданий, территории, противопожарный инструктаж.

Технические мероприятия: соблюдение противопожарных правил и норм при проектировании зданий, при устройстве электропроводов и оборудования, отопления, вентиляции, освещения, правильное размещение оборудования.

Режимные мероприятия: запрещение курения в неустановленных местах, запрещение сварочных и других огневых работ в пожароопасных помещениях и тому подобное.

Эксплуатационные мероприятия: своевременная профилактика, осмотры, ремонты и испытание технологического оборудования.

3.2 Права и обязанности предприятий

Законом "О пожарной безопасности" предприятиям предоставлены следующие права:

- создавать, реорганизовывать и ликвидировать в установленном порядке подразделения пожарной охраны, которые они содержат за счет собственных средств, в том числе на основе договоров с Государственной противопожарной службой;

- вносить в органы государственной власти и органы местного самоуправления предложения по обеспечению пожарной безопасности;

- проводить работы по установлению причин и обстоятельств пожаров, происшедших на предприятиях;

- устанавливать меры социального и экономического стимулирования обеспечения пожарной безопасности;

- получать информацию по вопросам пожарной безопасности, в том числе в установленном порядке от органов управления и подразделений пожарной охраны.

На предприятия законом также возлагаются следующие обязанности:

- соблюдать требования пожарной безопасности, а также выполнять предписания, постановления и иные законные требования должностных лиц пожарной охраны;

- разрабатывать и осуществлять меры по обеспечению пожарной безопасности;

- проводить противопожарную пропаганду, а также обучать своих работников мерам пожарной безопасности;

- включать в коллективный договор (соглашение) вопросы пожарной безопасности;

- содержать в исправном состоянии системы и средства противопожарной защиты, включая первичные средства тушения пожаров, не допускать их использования не по назначению;

- создавать и содержать в соответствии с установленными нормами органы управления и подразделения пожарной охраны, в том числе на основе договоров с Государственной противопожарной службой;

- оказывать содействие пожарной охране при тушении пожаров, установлении причин и условий их возникновения и развития, а также при выявлении лиц, виновных в нарушении требований пожарной безопасности и возникновении пожаров;

- предоставлять в установленном порядке при тушении пожаров на территориях предприятий необходимые силы и средства, горюче-смазочные материалы, а также продукты питания и места отдыха для личного состава пожарной охраны, участвующего в выполнении боевых действий по тушению пожаров, и привлеченных к тушению пожаров сил;

- обеспечивать доступ должностным лицам пожарной охраны, при осуществлении ими служебных обязанностей на территории, в здания, сооружения и на иные объекты предприятий;

- предоставлять по требованию должностных лиц Государственной противопожарной службы сведения и документы о состоянии пожарной безопасности на предприятиях, в том числе о пожарной опасности производимой ими продукции, а также о происшедших на их территории пожарах и их последствиях;

- незамедлительно сообщать в пожарную охрану о возникших пожарах, неисправностях имеющихся систем и средств противопожарной защиты, об изменении состояния дорог и проездов.

Согласно Правилам пожарной безопасности на каждом предприятии приказом (инструкцией) должен быть установлен соответствующий их пожарной опасности противопожарный режим в том числе:

- определены и оборудованы места для курения;

- определены места и допустимое количество единовременно находящихся в помещениях сырья, полуфабрикатов и готовой продукции;

- установлен порядок уборки горючих отходов и пыли, хранения промасленной спецодежды;

- определен порядок обесточивания электрооборудования в случае пожара и по окончании рабочего дня;

Регламентированы:

- порядок проведения временных огневых и других пожароопасных работ;

- порядок осмотра и закрытия помещений после окончания работы;

- действия работников при обнаружении пожара;

Определены порядок и сроки прохождения противопожарного инструктажа и занятий по пожарно-техническому минимуму, а также назначены ответственные за их проведение.

В зданиях и сооружениях (кроме жилых домов) при единовременном нахождении на этаже более 10 человек должны быть разработаны и на видных местах вывешены планы (схемы) эвакуации людей в случае пожара, а также предусмотрена система (установка) оповещения людей о пожаре.

Руководитель объекта с массовым пребыванием людей (50 человек и более) в дополнение к схематическому плану эвакуации людей при пожаре обязан разработать инструкцию, определяющую действия персонала по обеспечению безопасной и быстрой эвакуации людей, по которой не реже одного раза в полугодие должны проводиться практические тренировки всех задействованных для эвакуации работников.