1.4 Конструктивное решение по линейной части

Из характеристики района строительства, на основании данных топографических, инженерно-геологических, аэрофотосъемочных, геофизических и гидрометеорологических изысканий, с учетом развитой дорожной сети, густой заселенности района строительства, наличия на трассе большой протяженности сельскохозяйственных угодий, отсутствия вечномерзлых грунтов, выбираем подземный способ прокладки газопровода.

Этот способ:

а) позволяет восстановить и в дальнейшем использовать земли в полосе отвода;

б) обеспечивает стабильный температурный режим транспортируемого газа;

в) обеспечивает максимальную механизацию земляных работ;

г) более надежно, чем при наземном и подземном способах прокладки, обеспечивает закрепление газопровода в проектном положении;

д) не нарушает естественного состояния грунтовой поверхности и водотока на ней.

2. Механическая часть

Определим оценочную пропускную способность газопровода по формуле:

;

где: Q_ср - производительность газопровода;

Q_ср =27,3 млрд м?/год.

- оценочный коэффициент использования пропускной способности:

.

К_ро - коэффициент расчетной обеспеченности газоснабжения потребителей;

К_ро = 0,95;

К_эт - коэффициент экстремальных температур;

К_эт =0,98;

К_нд - оценочный коэффициент надежности газопровода, учитывающий необходимость компенсации снижения пропускной способности газопровода при отказах линейных участков или оборудования;

К_нд=0,98.

;

.

2.1.3 Выбор диаметра и определение толщины стенки газопровода

В соответствии с рекомендациями ЮжНииГипрогаз и обзором современного рынка, определяем конкурирующие диаметры труб, необходимые при строительстве линейной части газопровода. Наиболее полно современным Российским требованиям к качеству электросварных прямошовных труб большого диаметра соответствуют трубы Челябинского трубопрокатного завода, изготовленные согласно ТУ 14-3-1698-2000 из нормализованной, горячекатаной низколегированной стали.

По величине заданной пропускной способности

Q_з =27,3 выбираем количество ниток газопровода, марку стали труб и её механические свойства, представленные в таблице 2.

Таблица 2

Толщина стенки определяется в соответствии со СНиП 2.05.06-85* по формуле:

где: n-коэффициент перегрузки рабочего давления в газопроводе.

n=1,1;

P - рабочее давление в газопроводе.

Р = 5,6 [MПа]

Dн - наружный диаметр трубы.

Dн = 1220 [мм]

R_i - расчетное сопротивления материала трубы.

гдe: R_i(Н) - нормативное сопротивление материала трубы, принимаемое равным минимальному значению временного сопротивления;

R_i(H) = _вр = 588,6 [МПа] - согласно СНиП 2.05.06-85*.

m-коэффициент условий работы линейной части газопровода, зависящей от категории;

m=0,9;

k₁-коэффициент надежности по материалу, зависящий от характеристики трубы и марки стали;

k₁=1,47;

k_H - коэффициент надежности, зависящий от диаметра и внутреннего давления;

k_H =1,1.

.

Принимаем толщину стенки по ТУ 14 -3 - 721 - 78 = 12,5 [мм];

2.1.4 Расчёт газопровода на прочность и устойчивость

Расчёт проектируемого участка газопровода на прочность и устойчивость проводится по СНиП 2.05.06-85*.

В связи с тем, что проектируемый участок магистрального газопровода не проходит по территории вечно мёрзлых грунтов, сейсмически опасных районов и протяженность водных участков, на которых возможна потеря устойчивости газопровода, мала, то расчет устойчивости газопровода проводить не будем согласно СНиП 2.05.06-85*.

Расчет на прочность подземного газопровода в продольном направлении проводится согласно условию:

_пр.N,

где - продольное осевое напряжение от расчетных нагрузок и воздействий, [МПа];

- коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб;

- расчетное сопротивление, [МПа].

Продольное осевое напряжение определяется в соответствии со СНиП 2.5.6-85* по формуле:

_пр.N =,

где: - коэффициент Пуассона или коэффициент линейного расширения металла трубы,

= 12 10⁵[град^-1];

E - модуль упругости металла, E=[МПа];

t - расчетный температурный перепад, равный разности между максимальной температурой эксплуатации и минимальной температурой укладки трубопровода.

Среднегодовая температура грунта г. Грязовец на глубине 3,2 [м] составляет плюс 4,5 [⁰С], а в районе г. Выборг плюс 6,5 [⁰С]. Средняя температура января от минус 22,1 [⁰С] до минус 13,8 [⁰С]. Следовательно, температурный перепад t=30 [⁰С].

- внутренний диаметр трубопровода,

=[мм].

Подставив значения, получим:

_пр.N=78,71 [МПа],

_пр.N > 0, следовательно, на прямолинейных участках трубопровода осевые сжимающие напряжения отсутствуют, и уточнение толщены стенки не проводим.

Коэффициент , учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб при растягивающих осевых продольных напряжениях _пр.N > 0 будет равен =1 согласно СНиП 2.05.06-85*.

Подставив необходимые данные, запишем условие:

_пр.N

Условие выполняется, следовательно, уточнения толщины стенки изменения материала стенки труб не требуется.

2.2 Очистка газа от механических примесей

Пылеуловители применяются на КС для очистки газа от механических примесей. В состав примесей, взвешенных в газе, транспортируемом по газопроводам, могут входить: песок, влага, конденсирующиеся углеводороды, компрессорное масло, окисные и сернистые соединения железа.

Пыль в транспортируемом газе состоит из продуктов коррозии внутренней поверхности стальных труб газопровода, механических загрязнений, не удаленных из газопровода после окончания его строительства или ремонта, а также из песка, выносимого из газовых скважин на головных участках магистральных газопроводов при неудовлетворительной работе сепарационных устройств.

Для очистки газа при его транспорте по газопроводам в моем проекте применяются циклонные пылеуловители.

В циклонном пылеуловителе (рис. 1) неочищенный поток газа поступает в нижнюю секцию пылеуловителя, поворачивает наверх. В расположенных в верхней части пылеуловителя 1 циклонах газ получает вращательное движение, капли влаги, и механические примеси центробежными силами отжимаются к стенкам циклонов, затем сбрасываются вниз в камеру сбора примесей 2, из которой они периодически удаляются. Освободившийся от взвеси газ в нижней части конуса теряет скорость и обратным потоком поднимается в выходной патрубок 3.

В целях повышения надежности, эффективности и снижения металлоемкости центральным конструкторским бюро нефтеаппаратуры (ЦКБН) разработаны и используются циклонные пылеуловители в блочно-комплектном исполнении на рабочее давление 75 кгс/кв. см для компрессорных станций магистральных газопроводов.

Рис. 1. Циклонный пылеуловитель

2.2.1 Расчёт оборудования для очистки газа от механических примесей

При проектировании КС Грязовец в установке очистки газа мной были использованы циклонные пылеуловители ГП - 144. Рассчитаем необходимое количество пылеуловителей.

Исходные данные:

Q = 82 [] - суточная пропускная способность;

q_n = 20 [] - производительность одного пылеуловителя;

P_в = 3,99 [МПа] - давление на входе в пылеуловитель;

Т_в = 281,3 [К] - температура на входе в пылеуловитель.

Определим перепад давления в сепараторе по формуле:

;

где: - коэффициент сопротивления отнесённый ко входному сечению, по технической характеристике завода изготовителя;

;

- скорость газа во входном патрубке пылеуловителя;

;

g - ускорение свободного падения;

g = 9.81 [м/с²];

.

Для заданного количества газа определим расчётное число пылеуловителей:

;

где: q_n - производительность одного пылеуловителя, по технической характеристике завода изготовителя;

q_n = 20 [млн. м?/сут];

резервных.

Произведем механический расчёт пылеуловителя.

Определим толщину стенки корпуса по формуле:

;

где: - расчётная толщина стенки корпуса;

Р_раб - рабочее давление;

Р_раб=5,6 [МПа];

D_вн - внутренний диаметр пылеуловителя;

D_вн=2000 [мм];

- коэффициент прочности сварных соединений;

=1; [34]

- допускаемые напряжения для стали 16ГС;

=160 [МПа].

;

где: - рекомендуемая толщина стенки для данных условий;

= 40 [мм];

с - прибавка для компенсации коррозии;

с = 3 [мм].

При условии:

;

Условие соблюдается, следовательно:

;

Принимается .

Определим толщину стенки днища по формуле:

;

при условии:

;

где: - рекомендуемая толщина днища для данных условий;

= 50 [мм].

с₁ - поправка для компенсации коррозии;

с₁ = 3 [мм];

с₂ - прибавка для компенсации минусового допуска;

с₂ = 1.3 [мм].

с₃ - прибавка технологическая;

с₃=8 [мм].

;

где: Н - внутренняя высота эллиптической части днища аппарата,

Н = 500 [мм].

;

;

Принимается

Следовательно для данных пылеуловителей толщина стенки корпуса , толщина стенки днища

2.3 Выбор установки охлаждения транспортируемого газа

Современные магистральные газопроводы нашей страны характеризуются следующими основными параметрами газопередачи: производительностью - до (32-35) млрд. м?/год при рабочем давлении природного газа в трубопроводе - до 7,36 [МПа] и диаметре - до 1420 [мм], а также протяженностью - до 4000 [км]. Для транспортирования газа на современных компрессорных станциях применяются газоперекачивающие агрегаты, состоящие из центробежных нагнетателей и энергопривода, в качестве которого используются газотурбинные установки или электродвигатели единичной мощностью соответственно до 25 и 12,5 МВт. Вместе с тем, большая часть магистральных газопроводов сооружается и эксплуатируется в сложных природно-климатических, геологических, гидрологических и геокриологических условиях, которые в ряде случаев значительно изменяются в пределах трассы одного газопровода.

При сочетании отмеченных факторов важное значение приобретает задача обеспечения надежности и эффективности трубопроводного транспорта газа. Успешное решение этой задачи зависит от надежного и эффективного функционирования входящих в состав газопровода объектов: компрессорных станций и линейной части, капитальные затраты на сооружение которой достигают 80% от общего объема капитальных вложений в магистральных газопроводах диаметром 1420 мм. [22]

Надежность и эффективность эксплуатации магистрального газопровода в целом определяется рядом факторов, и, в частности, температурным режимом магистрального газопровода.

2.3.1 Анализ существующих установок охлаждения газа

Если температура газа после компремирования на КС превышает максимальную допустимую, рассчитанную по формуле:

где: - расчетный температурный перепад для труб, из которых сооружается линейная часть магистрального газопровода;

t_у.т. - температура металла труб в момент укладки трубопровода в траншею и засыпки грунтом, принимается равной температуре воздуха в этот момент времени (определяется по климатологическим справочникам, исходя из графика сооружения трубопровода);

то газ перед подачей его в линейный участок трубопровода необходимо охладить на величину , определяемую из соотношения:

Охлаждение газа является обязательным технологическим процессом на компрессорных станциях современных магистральных газопроводов, а установки охлаждения газа - обязательным составным элементом основного технологического оборудования компрессорных станций.

Для выбора аппаратов охлаждения газа в своей дипломной работе я провел анализ возможных типов установок.

Охлаждение газа может осуществляться в теплообменниках разных типов: кожухотрубных, оросительных, типа «труба в трубе» и воздушных.

Охлаждающим теплоносителем в охладителях газа могут быть:

1) вода - в установках водяного охлаждения;

2) атмосферный воздух - в установках воздушного охлаждения;

3) хладоагент - в станциях охлаждения;

4) транспортируемый газ - в рекуперативных установках охлаждения.

1. Если в качестве охлаждающего теплоносителя используется вода, то она, в свою очередь, может быть охлаждена:

1.1) в охладителях испарительного типа;

1.2) в охладителях поверхностного типа;

1.3) путем сброса нагретой в теплообменнике воды в источник водоснабжения.

1.1 В охладителях испарительного типа температура охлаждения воды может быть значительно ниже температуры воздуха, что является преимуществом охладителей этого типа.

1.2. В охладителях поверхностного типа вода охлаждается до температуры воздуха и поэтому охлаждающая способность их ниже, чем у испарительных охладителей.

2. Если охлаждение газа осуществляется атмосферным воздухом, то в качестве охладителей газа используются аппараты воздушного охлаждения. В таких установках газ охлаждается до температуры, превышающей на несколько градусов температуру воздуха.

3. Если охлаждение газа осуществляется хладоагентом, то основой станции охлаждения газа являются холодильные машины: паровые компрессионные или абсорбционные водоаммиачные, использующие тепло уходящих продуктов сгорания газотурбинных установок - рис. 17. Первой ступенью охлаждения газа в станции охлаждения газа являются теплообменники водяного или воздушного охлаждения, а второй - холодильные машины.

В качестве хладоагентов в паровых компрессионных холодильных машинах используются вещества, имеющие низкую температуру кипения при атмосферном давлении: фреоны, аммиак, пропан, пропан - бутановая смесь и т.д. В абсорбционных водоаммиачных холодильных машинах хладоагентом является водоаммиачный раствор, состоящий из рабочего тела - аммиака и поглотителя (абсорбента) - воды, причем температура кипения абсорбента должна быть больше, чем рабочего тела.

Станции охлаждения газа позволяют охлаждать газ практически до любой требуемой температуры.

4. В рекуперативной установке охлаждения газ охлаждается сначала в аппарате воздушного охлаждения (первая ступень охлаждения), а затем - в рекуперативных охладителях (вторая ступень охлаждения).

В летний период времени в составе рекуперативной установки охлаждения работают аппараты воздушного охлаждения и рекуперативные охладители. В результате этого установка позволяет охлаждать газ до температуры, которая ниже температуры атмосферного воздуха, но превышает температуру газа на входе в установку. Величина этого превышения, называемого величиной недорекуперации, определяется размером снижения температуры газа на линейном участке, расположенном за компрессорной станцией, где установлена рекуперативная установка охлаждения. В холодный период времени расчетная температура охлаждения газа обеспечивается только с помощью аппаратов воздушного охлаждения и поэтому рекуперативные охладители отключаются.

Уровень охлаждения газа в рекуперативной установке охлаждения газа ниже, чем в установке воздушного охлаждения (в летний период времени).

Установки охлаждения газа подразделяются на:

1) однородные, которые состоят из однотипных по конструкции и по виду используемого охлаждающего теплоносителя охладителей газа, соединенных между собой параллельно или последовательно;

2) неоднородные, которые состоят из разнотипных по конструкции и однотипных по виду используемого охлаждающего теплоносителя охладителей газа, соединенных между собой параллельно или последовательно;

3) комбинированные, которые состоят из нескольких ступеней охлаждения газа, причем охладители газа в разных ступенях являются разнотипными по виду используемого охлаждающего теплоносителя.

Ступенью охлаждения называется один или несколько соединенных между собой параллельно охладителей газа, являющихся однотипными по конструкции и по виду используемого охлаждающего теплоносителя. Установка охлаждения газа может состоять из одной или нескольких ступеней.

Выбор того или иного типа установки охлаждения газа осуществляется на стадии проектирования магистрального газопровода, прежде всего, исходя из технологических соображений: обеспечение расчетного уровня охлаждения газа перед подачей его в линейный участок газопровода.

Если расчетный уровень охлаждения газа может быть реализован в установках разных типов, то окончательный выбор типа установки осуществляется в каждом конкретном случае после выполнения технико-экономических расчетов сопоставляемых вариантов с учетом обеспеченности охлаждающим теплоносителем для установки охлаждения газа, влияния изменений во времени температуры охлаждающего теплоносителя на процесс охлаждения газа, а также с учетом влияния рассматриваемых типов установок охлаждения газа на окружающую среду.

В связи с тем, что установки и водяного охлаждения позволяют обеспечить расчетные уровни охлаждения газа в большинстве климатических пунктов нашей страны, остановимся на преимуществах и недостатках этих установок, являющихся самыми распространенными на компрессорных станциях магистральных газопроводов.

Прежде всего отметим следующее. Поскольку теплоемкость воды в возможном диапазоне изменения ее температуры в 4 раза больше теп-лоемкости воздуха как охлаждающего теплоносителя, то массовый расход воды в установке водяного охлаждения будет в 4 раза меньше массового расхода воздуха в установке воздушного охлаждения. С учетом того, что удельный объем воды примерно в 825 раз меньше удельного объема воздуха, объемный расход воды в установке водяного охлаждения будет примерно в 3300 раз меньше, чем объемный расход воздуха в установке воздушного охлаждения. Вместе с тем коэффициент теплоотдачи от поверхности охладителя к воде примерно в 100 раз больше, чем к воздуху, что приводит к необходимости увеличения поверхности охладителя со стороны воздуха за счет ее оребрения.

Установки воздушного охлаждения газа приняты в качестве основных для обеспечения расчетных температурных режимов магистральных газопроводов, сооружаемых и эксплуатируемых на большей части территории нашей страны по следующим причинам.

Во-первых, опыт создания установок воздушного охлаждения для химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей отраслей промышленности, где впервые были применены эти установки, показывает, что капитальные вложения в установку воздушного охлаждения по сравнению с установкой водного охлаждения уменьшаются на (25 - 30)%, а эксплуатационные расходы - уменьшаются на (50 - 70)%.

Во-вторых, установки воздушного охлаждения предпочтительнее установок водяного охлаждения при эксплуатации в районах со сложными природно-климатическими условиями: острая нехватка воды в южных полупустынных и пустынных районах, обмерзание и возможное по этой причине разрушение вентиляторных градирен в северных и восточных районах страны с продолжительным холодным периодом времени в течение года.

В-третьих, загрязнения теплообменных поверхностей в установках воздушного охлаждения со стороны охлаждающего воздуха менее опасны и легче удаляются, чем загрязнения теплообменных поверхностей в установках водяного охлаждения со стороны охлаждающей воды.

В-четвертых, если температура нагретой в установке водяного охлаждения воды больше (43-49)°С, то процесс загрязнения и коррозии теплообменных поверхностей интенсифицируется, в то время как в установке воздушного охлаждения нет ограничений по температуре нагретого воздуха.

К недостаткам воздушного охлаждения по сравнению с водяным относится то, что температура охлаждения в установке воздушного охлаждения примерно на (10-12)°С выше, чем для тех же условий в установках водяного охлаждения. Кроме того, если температура воды в процессе эксплуатации меняется сравнительно медленно, то температура воздуха изменяется как в течение года, так и в течение суток, что при низкой тепловой инерции установок воздушного охлаждения приводит к колебаниям температуры охлаждения газа, превышающим колебания температуры охлаждения газа в установке водяного охлаждения.

На основании анализа, мной был выбран способ охлаждения природного газа аппаратами воздушного охлаждения. Их достоинствами являются: наименьшие капиталовложения и эксплуатационные расходы; возможность установки в районах с любыми климатическими условиями; не имеют ограничений по температуре нагретого воздуха, менее опасные загрязнения теплообменных поверхностей.

2.3.2 Конструктивные особенности аппаратов воздушного охлаждения газа

Аппарат воздушного охлаждения представляет собой рекуперативный теплообменник, в котором природный газ охлаждается атмосферным воздухо.

1. Теплообменная поверхность состоит из горизонтальных оребренных со стороны охлаждающего воздуха и гладких со стороны газа трубок. Трубки, расположенные в шахматном порядке (в вершинах равностороннего треугольника), закреплены в двух трубных досках камер подвода и отвода газа, которые объединяют трубки в теплообменную секцию, смонтированную на несущей раме жесткости 3 - рис. 2. Один аппарат воздушного охлаждения имеет несколько теплообменных секций, соединенных двумя коллекторами, расположенными на входе и на выходе аппарата. Коллекторы с помощью трубопроводной обвязки соединяются с технологической линией газа на компрессорной станцие.

Оребренные теплообменные трубки изготавливаются монометаллическими и биметаллическими.

Рис. 2. Конструкция аппаратов воздушного охлаждения газа на компрессорных станциях магистральных газопроводов

а) АВО типа АВГ с двумя вентиляторами (с редуктором); б) АВО типа АВГ с двумя вентиляторами (без редуктора); в) АВО типа АВГ с одним вентилятором; г) АВО типа АВЗ с одним вентилятором; д) АВО типа «Нуове - Пиньоне», 1 - теплообменная секция; 2 - камера подвода (отвода) газа; 3 - рама жесткости; 4 - вентилятор; 5 - опасть; 6 - электродвигатель; 7 - редуктор; 8 - клиноремная передача; 9 - патрубок; 10 - диффузор; 11 - несущие конструкции; 12 - фундаменты; 13 - жалюзи; 14 - устройство для изменения угла установки лопастей вентилятора.

Монометаллические трубки изготавливаются с накатным оребрением, а биметаллические - с накатным и с навитым оребрением.

2. Осевые вентиляторы 4 (рис. 2) аппарата воздушного охлаждения газа, вращающиеся в горизонтальной плоскости, предназначены для прокачки больших объемов воздуха через теплообменные секции аппарата в направлении снизу вверх при сравнительно малых напорах воздуха. При этом вентиляторы могут располагаться под теплообменными секциями (нижнее расположение вентиляторов, обеспечивающее нагнетательную тягу воздуха через секции) или над секциями (верхнее расположение вентиляторов, обеспечивающее вытяжную тягу воздуха через секции) аппарата. Верхнее расположение вентиляторов предпочтительнее потому, что теплообмен в секциях происходит интенсивнее из-за отсутствия рециркуляции воздуха и лучшего его распределения внутри секции, оребренные трубки в секциях защищены от атмосферных осадков.

Вентиляторы приводятся в действие от электродвигателей 6, с которыми они соединяются непосредственно (рис. 2) или через передачу: редукторную 7 или клиноременную 8, которой оснащаются аппараты воздушного охлаждения зарубежных фирм.

3. Аэродинамические элементы АВО, предназначенные для обеспечения направленного движения воздуха, включают:

3.1) патрубок вентилятора;

3.2) диффузор.

3.1. Патрубок 9 (рис. 2), внутри которого расположен вентилятор, предназначен для организации направленного движения воздуха. Патрубок имеет цилиндрическую форму, а его высота зависит от диаметра вентилятора и ширины лопастей 5.

3.2. Диффузор 10 (рис. 2) предназначен для равномерного распределения потока воздуха по всей площади теплообменных секций, расположенной перпендикулярно направлению движения воздуха, а также для преобразования динамического напора воздуха в статический, что приводит к повышению общего коэффициента полезного действия вентилятора.

4. Узлы регулирования, предназначенные для обеспечения расчетного режима работы АВО путем изменения расхода или температуры охлаждающего воздуха, включают:

4.1) жалюзи 13 (рис. 2);

4.2) устройство для изменения угла установки лопастей вентилятора 14;

4.3) устройство для изменения скорости вращения вентилятора;

4.4) устройство для подогрева воздуха, поступающего на вход аппарата воздушного охлаждения, или устройство для отвода части нагретого в теплообменных секциях воздуха и перепуска его на вход аппарата воздушного охлаждения;

4.5) устройство для увлажнения воздуха перед подачей его в теплообменные секции путем распыления воды в потоке воздуха.

Для регулирования теплового режима аппарат может комплектоваться одним или несколькими из перечисленных специальных устройств в зависимости от принятого в каждом конкретном случае способа регулирования.

В нашей стране аппараты воздушного охлаждения общего назначения для различных отраслей промышленности разработаны ВНИИНЕФТЕМАШем и серийно выпускаются заводами в соответствии с стандартизованным рядом аппаратов воздушного охлаждения: охладители и конденсаторы парообразных, газообразных и жидких технологических продуктов с температурой (-40-300)°С и давлением до 6,28 МПа предназначены для работы на открытом воздухе в районах с умеренным и холодным климатом.

Новый аппарат, разработанный и испытанный с участием сотрудников кафедры термодинамики и тепловых двигателей РГУНиГ им. И.М. Губкина и получивший обозначение 2АВГ-75, является одноходовым, трехсекционным, с шестью рядами трубок длиной 12 м в теплообменных секциях (одна секция состоит из 180 трубок) и имеет поверхность теплопередачи по оребренным трубкам 9930 м?. Аппарат оснащен двумя осевыми вентиляторами нижнего расположения с непосредственна приводом, от двух тихоходных электродвигателей с единичной установленной мощностью 37 кВт.

Для охлаждения газа применяются только одноходовые аппараты воздушного охлаждения с целью сведения к минимуму гидравлических потерь давления газа в установке охлаждения, что позволяет наряду с реализацией других мероприятий повысить эффективность эксплуатации газоперекачивающих агрегатов.

Рассмотрев конструкцию и возможность разных видов аппаратов воздушного охлаждения, для моего проекта, на реконструируемых компрессорных станциях будут установлены аппараты воздушного охлаждения типа 2АВГ - 75.

2.3.3 Расчет АВО (аппарата воздушного охлаждения)

Технические характеристики и исходные данные 2АВГ-75 приведены в таблицах 3 и 4.

Таблица 3. Техническая характеристика аппарата воздушного охлаждения 2 АВГ-75

Таблица 4. Исходные данные для расчета

Определим мощность теплового потока:

;

где: М₁ - массовый расход газа, ;

;

;

;

.

Определяем температуру воздуха на выходе из АВО при нормальной производительности вентилятора:

;

где: М? - массовый расход воздуха, ;

;

;

.

Средняя логарифмическая разность температур:

;

где: и₁ и и₂ - начальная и конечная разность температур;

;

;

где: еДt - поправочный коэффициент, учитывающий отличие схемы движения теплоносителей в АВО от противотока.

;

;

;

;

Следовательно: еДt=0,87.

.

Определим коэффициент теплопередачи от газа к внутренней поверхности трубок АВО:

где: Re и Pr - соответственно числа Рейнольдса и Прандтля;

где: х₁ - скорость движения газа в теплообменных трубках;

;

с₁ - плотность газа;

;

;

;

;

где: ДР - потери давления газа в АВО, ДР=0,06 [МПа].

Р_н - давление после нагнетателя (после компримирования);

;

;

;

;

где: f_вн - площадь поперечного сечения трубки;

;

;

;

;

;

;

.

Коэффициент теплопередачи от наружной поверхности оребреных трубок к воздуху:

;

где: Nu - число Нуссельта;

;

;

где: с₂ - плотность воздуха;

;

;

;

;

;

.

Рассчитаем коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду:

;

;

;

;

где: у_ст - толщина стенки трубки;

;

л_ст - коэффициент теплопроводности стали; ;

.

Необходимая поверхность охлаждения:

;

.

Необходимое количество аппаратов АВО:

;

где: Н_АВО - поверхность теплопередачи одного АВО;

;

;

.

Таким образом, принимаем к установке 4 аппарата воздушного охлаждения.

Рассчитаем гидравлические потери газа в АВО:

;

где: - гидравлическое сопротивление в трубках:

;

режим течения квадратичный, т. к.

;

;

;

;

.

По результатам расчета получили, что на КС Грязовец должны быть установлены 6 АВО (4 рабочих и 2 резервных).

2.4 Расчет режимов работы КС Грязовец и расчет перегона КС Грязовец - КС 2

2.4.1 Расчет режимов работы КС Грязовец

Рассчитаем режим работы компрессорной станции Грязовец на газопроводе для летнего и зимнего режимов эксплуатации.

На КС установлен агрегат ГТК-10-4 с нагнетателем 520-12-1. Давление на входе в КС Р_вх = 4,18 [МПа], температура на входе в КС Т_в = 288,6 [К]. Плотность газа при стандартных условиях ( и 0,1013 МПа) , относительная плотность по воздуху Д=0,611.

Определим газовую постоянную по формуле:

;

где: R = 286,8 [Дж/(кг·К)] - газовая постоянная воздуха;

.

Рассчитаем коэффициент сжимаемости для условий всасывания:

Для летних условий:

Для зимних условий:

Определим плотность газа при всасывании по формуле:

;

Для летних условий:

Для зимних условий:

Производительность одного нагнетателя равна:

Определим объемную подачу нагнетателя первой ступени по формуле:

Для летних условий:

Для зимних условий:

Как следует из характеристики нагнетателя, зона наивысшего КПД (более 80%) соответствует интервалу Q_пр =450-500 [рис. 3]. используя соотношение Q_пр, найдем возможный диапазон изменения частоты оборотов нагнетателя из формулы:

,

где n_н - номинальная частота вращения ротора нагнетателя;

n_н =4800 [об/мин].

Для летних условий:

[об/мин].

Для зимних условий:

[об/мин].

Летние условия:

Примем n=2600 [об/мин], находим приведенную объемную производительность нагнетателя:

Определим приведенную частоту вращения по формуле:

,

где: z_пр, R_пр, [T_н]_пр - параметры газа, для которых составлена характеристика нагнетателя. (рис. 3)

Из приведенных характеристик нагнетателя (рис. 3) находим:

[Тн] пр = 293 [К]; zпр = 0,91: Rпр = 490 [Дж/(кг К)].

Тогда получим:

По графику (рис. 3): степень сжатия , приведенная относительная внутренняя мощность , .

Определим внутреннюю мощность, потребляемую нагнетателем по формуле:

;

.

Определим мощность на муфте привода по формуле:

;

где: N_мех - механические потери, для газотурбинного привода;

N_мех = 100 [кВт].

Летние условия:

Зимние условия:

.

По ОНТП должно выполняться условие:

Теперь определяем давление газа на выходе из нагнетателя по формуле:

,

Для летних условий: .

Для зимних условий: .

Определим температуру на выходе нагнетателя по формуле:

;

где: k = 1,31;

- политропический КПД нагнетателя.

Для летних условий: .

Для зимних условий: .

2.4.2 Расчет перегона КС Грязовец - КС 2

Определим температуру газа Т на различном расстояние от начала перегона. Расчет температуры будем вести по требованиям ОНТП-51-1-85. Температуру газа определяем отдельно для летних и зимних условий транспортировки газа по формуле:

,

где - температура окружающей среды, [K]. Согласно ОНТП-51-1-85 за температуру окружающей среды допускается принимать среднее за рассматриваемый период значение температуры грунта, на глубине заложения оси газопровода;

- температура в начале перегона, [K];

- длина перегона, [км];

Определим среднее значение давления газ в газопроводе по формуле:

;

где: Р_н = 5,67 [МПа] - давление в начале участка газопровода,

Р_к = 4,56 [МПа] - давление в конце участка газопровода.

.

х - расстояние от начала перегона до рассматриваемой точки, [км];

ах - комплекс, определяем по формуле:

,

где С - коэффициент, согласно ОНТП-51-1-85, равный ;

- средняя изобарная теплоемкость газа.

Значение коэффициента Джоуля-Томпсона на участке определяем по формуле:

,

где - коэффициенты, по ОНТП-51-1-85 равные:

.

- средняя температура газа на участке газопровода, которая определяется по формуле:

.

Для летних условий эксплуатации из исходных данных и предыдущих расчетов принимаем:

;

;

.

Для зимних условий эксплуатации из исходных данных и предыдущих расчетов принимаем:

;

;

.

Расчет температуры газа в конце перегона перед ГКС с использованием формулы:

.

Летний период эксплуатации газопровода:

;

Зимний период эксплуатации газопровода:

;

После определения температурного режима работы газопровода, проводим уточненный гидравлический расчет.

Определяем уточненный коэффициент динамической вязкости газа по формуле:

,

где - коэффициент динамической вязкости газа при нормальных условиях,

- для летних условий:

;

- для зимних условий:

;

Определяем уточненный сжимаемости:

,

;

- критическая температура газа,

- средняя температура газа,

Для летних условий:

.

.

Определим : .

Рассчитаем коэффициент сжимаемости:

.

Для зимних условий:

.

.

.

Вычислим коэффициент гидравлического сопротивления для участка газопровода:

- летние условия:

.

.

- зимние условия:

.

.

.

Давление газа в начальной точке газопровода равно 5,67 [МПа]. Поэтому определим уточненное значение давления в конце каждого перегона по формуле:

, .

- для летних условий:

.

- для зимних условий:

Работы, связанные с монтажом и сваркой рабочей плети газопровода на участке ННБ, ее изоляцией и испытанием осуществляются наземно на технологической площадке (в створе скважины). Здесь предусматривается снятие плодородного слоя почвы и планировка поверхности рабочей зоны бульдозером.

На участках, прилегающих к скважине, рытье траншей осуществляется одноковшовым экскаватором, оборудованным обратной лопатой. В местах с ограниченной шириной строительной полосы и планировкой отвала минерального грунта экскаватор должен работать в паре с бульдозером. На участках с подстилающими грунтами, представленными водонасыщенными мелкозернистыми песками, рытье траншеи в задел не допускается.

2.5.5 Сварочно-монтажные работы

Рабочая плеть для участка ННБ монтируется и сваривается из изолированных в заводских условиях одиночных труб Ду1400 ручной дуговой сваркой поточно-расчлененным методом с использованием самоходных и прицепных сварочных агрегатов. Подогрев околошовной зоны и подварка корня шва - обязательны.

Для проведения строительства на переходе предусматривается использование труб Харцызского трубного завода 1420 х 23,2 с заводской изоляцией, выполненных по ТУ 14-3-1464-95. По окончании сварочно-монтажных работ выполняется контроль качества сварных швов в соответствии с требованиями действующих нормативов.

2.5.6 Изоляционно-укладочные работы

При строительстве проектируемого газ-да используются трубы с защитным покрытием из полиэтилена высокого давления, нанесенного в заводских условиях и отвечающего требованиям усиленного типа по ГОСТ Р 51164-98.

Изоляции подлежат только околошовные зоны. С этой целью предусматривается применять термоусадочные муфты системы «Dirax», обеспечивающие покрытие усиленного типа. Изоляция стыков осуществляется после гидравлического испытания по технологии, рекомендуемой фирмой-изготовителем.

2.5.7 Очистка полости и испытание перехода

По окончании сварочных работ рабочая плеть газопровода для участка ННБ (Дл.=672,74 м) в соответствии с нормативами документами испытывается гидравлически в 2-а этапа:

I этап. Испытание рабочей плети перед протаскиванием в скважину на прочность, давлением: Рисп. = Рзав. в нижней точке, с последующей выдержкой под ним в течении 6 часов. Затем плеть испытывается на герметичность, давлением: Рисп. = Рраб. = 5,6 МПа, в верхней точке, в течение 12 часов с контролем на герметичность. Слив воды после испытаний рабочей плети осуществляется естественным путем в амбар для сбора бурового шлама, расположенный на левом берегу р. Суда.

Данный этап испытаний проводится до нанесения изоляции на околошовные зоны (до установки термоусадочных муфт).

После этого полностью подготовленная рабочая плеть укладывается на «мягкие» лежки и роликовые опоры строго по оси пробуренной скважины. Окончательно проверяется сплошность изоляционного покрытия и рабочая плеть протаскивается в скважину. Краны-трубоукладчики, используемые для поднятия рабочей плети должны быть оснащены троллейными подвесками с обрезиненными роликами. После протаскивания проверяется состояние изоляционного покрытия методом катодной поляризации.

II этап. Испытание рабочей плети газопровода после протаскивания в скважину, давлением: Рисп. = 1,25Рраб. = 7 МПа, в верхней точке, с последующей выдержкой в течение 12 часов.

III этап. Очистка полости и испытание всего ремонтируемого газопровода (участок ГНБ и прилегающие участки).

Очистка полости трубопровода осуществляется путем промывки её водой с пропуском двух очистных поршней.

Далее проводится гидравлическое испытание газопровода на прочность давлением Р_исп. = 1,25Р_раб. = 7МПа в верхней точке, с последующей выдержкой под ним в течение 24 часов, после чего давление снижается до рабочего (5,4 МПа) в верхней точке, с последующей выдержкой под ним в течение 12 часов с контролем на герметичность.

Удаление воды из полости трубопровода после гидроиспытаний осуществляется воздухом в специально оборудованный амбар-отстойник, расположенный на левом берегу реки.

Вода для гидроиспытаний газопровода отбирается из р. Суда. (Оборудование водозабора производится после соответствующих согласований с районной инспекцией рыбоохраны).

Работы по испытанию и очистке полости газопровода осуществляются в соответствии со специальной инструкцией, отражающей последовательность и безопасные способы выполнения работ. Эти работы выполняются под руководством комиссии из представителей подрядчика, заказчика и представителя территориальной инспекции Газнадзора ОАО Газпром.

2.5.8 Техника безопасности

Все работы по строительству перехода методом ННБ должны проводиться в соответствии с требованиями по безопасности при строительстве подводных переходов магистральных трубопроводов, «Правилами техники безопасности при строительстве магистральных стальных трубопроводов» (1982 г.), а также требованиями нормативных документов на отдельные виды выполняемых работ.

Монтаж и эксплуатация бурового оборудования должны выполняться в точном соответствии с правилами безопасности, указанными в Инструкции по эксплуатации, представленной заводом-изготовителем. При отсутствии инструкции на участке строительства производство работ запрещается.

2.6 Технологические решения по бурению горизонтально-направленной скважины (ГНС)

2.6.1 Топографо-геодезические работы

Определение азимута бурения пионерной скважины.

Определение на местности точки входа и выхода пилотной скважины осуществляется графическим методом, путем промеров расстояний.