Эксплуатация магистрального газопровода

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ

ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт транспорта

Кафедра «Транспорт углеводородных ресурсов»

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по дисциплине «Эксплуатация газопроводов»

«ЭКСПЛУАТАЦИЯ МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА»

Тюмень, 2017

Содержание

Введение

1. Исходная информация для расчетов

2. Определение производительности МГ в июле месяце

2.1 Расчет КС №1

2.1.1 Определение физических свойств на входе нагнетателя

2.1.2 Расчет степени сжатия

2.1.3 Расчет АВО

2.2 Расчет участка

2.3 Расчет КС №2

2.4 Расчет участка

3. Оценка соответствия установленного оборудования условиям работы магистрального газопровода

3.1 Оценка соответствия ГПА

3.1.1 Оценка ГПА по мощности

3.1.2 Оценка ГПА по КПД

3.2 Оценка соответствия ПУ

3.2.1 Оценка эффективности работы ПУ для КС № 1

3.2.2 Оценка эффективности работы ПУ для КС № 2

Заключение

Литература

Приложение 1

Приложение 2

Введение

магистральный газопровод нагнетатель газоперкачивающий

Трубопроводный транспорт является одним из наиболее экономичных, а в случае транспорта газообразных веществ - единственным видом транспорта. С другой стороны, это один из самых капитало- и металлоемких видов транспорта.

Более 90% газа добывается в Тюменской области. В тоже время потребляется он в основном в Европейской части страны, что обуславливает необходимость транспорта больших объемов газа на расстояния несколько тысяч километров. Подача газа потребителям осуществляется по магистральным газопроводам различного диаметра. При движении газа из-за различного 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 транспортировке природного газа. Она служит управляющим элементом в комплексе сооружений, входящих в магистральный газопровод. Именно параметрами работы КС определяется режим работы газопровода.

Эффективность работы зависит от технического состояния объектов и оборудования и рациональности их использования. Фактические условия работы трубопроводов отличаются от проектных. Так, производительность зависит как от возможности добычи нефти и газа, так и от потребности в них.

В процессе эксплуатации меняется состояние линейной части и оборудования станций, что предопределяет изменение пропускной способности газопроводов и изменение параметров работы при постоянной производительности. В этих условиях приходится решать следующие задачи: определение технологически возможной производительности магистрального газопровода, выбор оптимальной схемы работы при заданной производительности, определение параметров работы при максимальной загрузке, оценка соответствия установленного оборудования условиям работы магистрального газопровода, разработка мероприятий по улучшению технико-экономических показателей работы.

1. Исходная информация для расчетов

Параметры технологической схемы МГ:

- газопровод однониточный

- длины участков: L₁=110 км, L₂=180 км.

Внутренний диаметр D=1400 мм.

Рабочее давление Р₁=7,35 МПа.

Давление перед первой станцией Р_н=4,0 МПа.

Давление в конце МГ Р_к=5,0 МПа.

Температура газа на входе в первую КС равна Т_н=Т₀.

ГПА типа ГПА-Ц-16 (3+1) схема соединения параллельная

Тип	NHe, кВт	TH3, К	nH, мин-1	nmax, мин-1	nmin, мин-1	зHe	kt	kN	зм
ГПА-Ц-16	16000	288	4900	5565	3975	0,29	2,8	0,95	0,993

центробежный нагнетатель ГПА-Ц-16/76 [1]

Тип	zПР	RПР, Дж/(кг К)	ТПР, К
ГПА-Ц-16/76	0,901	505,8	288

Пылеуловители типа ГП-144 в количестве 5 штук.

Район прохождения трассы МГ - Сургут.

Среднемесячная температура грунта на глубине заложения трубопровода в июле Т₀=6,8 ^оС;

Среднемесячная температура воздуха в июле Т_а=13 ^оС;

Эквивалентная шероховатость труб К_Е=0,03.

Коэффициент гидравлической эффективности участков Е=0,95.

Потери давления во входном коллекторе (приложение 8 [7]) КС ДР_в=0,12 МПа.

Потери давления в выходном коллекторе (приложение 8 [7]) КС ДР_н=0,11 МПа.

Относительная плотность газа Д=0,56.

2. Расчет производительности МГ в ИЮЛЕ месяце

2.1 Расчёт КС №1

2.1.1 Расчёт физических свойств на входе нагнетателя

Физические свойства газа необходимы при выполнении гидравлического и теплового расчетов газопровода. С этой целью требуются значения плотности, вязкости, удельной теплоемкости и коэффициента Джоуля-Томсона при различных давлениях и температурах.

Физические свойства рассчитываем при условиях входа в нагнетатель по [1], стр.13. Базовой величиной является плотность газа при стандартных условиях: Т=273,15К и Р=0,1013 МПа.

Учитывая, что относительная плотность газа определяется соотношением

(2.1)

Плотность газа при стандартных условиях определится следующей зависимостью

(2.2)

где , - плотность газа и воздуха;

- плотность газа и воздуха при стандартных условиях.

Принимаем относительную плотность по [3], табл.1.1.

Плотность газа при любых значениях давления и температуры определяется из уравнения состояния газа

(2.3)

где Р - давление газа на входе в нагнетатель, Па;

V = 1 / - удельный объем газа, м³ /кг;

Т - температура газа на входе в нагнетатель, К;

R - газовая постоянная, Дж / (кг К),

(2.4)

Температуру газа на входе в нагнетатель Т_н по заданию принимаем равной Т₀=279,8 К.

Примем атмосферное давление Р_а = 0,1 МПа, тогда давление газа перед КС Р_н=4,1 МПа.

Давление газа на входе в нагнетатель Р_2в принимаем по заданию с учетом потери давления во входном коллекторе.

z - коэффициент сжимаемости (сверх сжимаемости) газа, показывающий отношение объема реального газа к объему идеального газа.

В условиях МГ сжимаемость реального газа больше сжимаемости идеального газа и поэтому коэффициент сжимаемости всегда меньше единицы. Повышение давления и снижение температуры сопровождается уменьшением коэффициента сжимаемости газа.

С достаточной для инженерных расчетов точностью коэффициент сжимаемости газа можно определить с помощью зависимости:

 (2.5)

- функция, учитывающая влияние температуры,

(2.6)

где Р_пр = Р /Р_кр - приведенное давление газа;

Т_пр = Т / Т_КР - приведенная температура газа;

где Р_кр - критическое давление газа, МПа;

Т_кр - критическая температура газа, К.

Р, Т - значения давления и температуры газа.

Р_КР и Т_КР - критические значения давления и температуры газа, характеризующие возможность перехода газа в жидкость.

Критические значения давления и температуры газа выражаются через плотность газа при стандартных условиях

(2.7)

(2.8)

Значения Т_пр,Р_пр и z находим для условий входа (Р_2в=3,98 МПа, Т_2в=279,8 К) в нагнетатель

Для определения динамической вязкости газа ОНТП рекомендуется следующая формула:

Удельная теплоемкость и коэффициент Джоуля-Томсона описываются эмпирическими зависимостями:

(2.10)

(2.11)

где С_р - удельная теплоемкость газа, КДж / (кг ? град);

Т - температура газа. К;

Р - давление газа, МПа;

D_i - коэффициент Джоуля-Томсона, К/МПа.

2.1.2 Расчёт степени сжатия

Давление является основным параметром, по которому контролируется режим работы трубопровода.

Т.к. ГПА-Ц-16 являются полнонапорными, то число ступеней степени сжатия КС будет равна единице. Выбираем схему расположения ГПА - параллельной.

Степень сжатия станции по [1], стр.15 составит:

(2.12)

Учитывая потери во входном и выходном коллекторах, степень сжатия должна быть более высокой:

(2.13)

где Р_нпотери давления в выходном коллекторе КС.

Р_а - потери давления в аппаратах воздушного охлаждения. Принимаем по [1], приложение 3: Р_н =0,11 МПа, Р_а=0,0588 МПа.

Располагаемую мощность ГПА-Ц-16 находим из [1], стр.64:

(2.14)

где номинальная мощность ГТУ, КВт. Принимаем по [1], прил.4

- коэффициент, учитывающий техническое состояние ГТУ.

- коэффициент, учитывающий влияние температуры наружного воздуха;

- коэффициент, учитывающий влияние системы утилизации тепла выхлопных газов;

- коэффициент, учитывающий влияние противообледенительной системы. Коэффициент принимается равным 1 при отсутствии противообледенительной системы и при температуре на входе осевого компрессора выше 5 °C. При прочих условиях можно принять = 0,9;

- расчетное давление наружного воздуха

и - расчетная и номинальная температура воздуха на входе в ГПА, К

(2.15)

где - средняя температура наружного воздуха в рассматриваемый период, К.

- поправка на изменчивость климатических параметров и местный подогрев наружного воздуха на входе в ГТУ.

Принимаем по [1] след. величины: =0,95 (прил.4); =2,8; =0,985; =1; =0,0989532 (прил.9); =288К; =5К.

принимаем по [3] равную 286 К.

=14292 кВт

Т.к. значение располагаемой мощности не превышает значение номинальной более, чем на 15% (N^p_e=14292 < 1,15N^H_e=17600 КВт), то принимаем полученное значение располагаемой мощности N^p_e=14292 КВт.

Из газодинамической характеристики нагнетателя ГПА-Ц-16 (Приложение 1) для получения оптимальной степени сжатия на выходе КС принимаем минимальной приведённую производительность Q_min=330 м³/сут, которая соответствует безпомпажному режиму работы.

По условию удалённости режима работы нагнетателя от границы помпажа ([1]):

(2.16)

где -минимальное значение из приведенной характеристики. Принимаем

- реальное значение приведенной производительности, м³/мин.

С учетом условия (2.16) принимаем

=1,1=1,1*330=363м³/сут.

Из [1], стр.15 потребляемая мощность n_D определяется из уравнения:

(2.17)

где - внутренняя мощность нагнетателя, кВт;

- механический кпд ГТУ. По [1],прил.4 принимаем =0,99.

Из условия ([1],стр.15) принимаем . Тогда:

(2.18)

Найдем отношение фактической частоты n к номинальной частоте вращения ротора нагнетателя n_н при из уравнения внутренней мощности нагнетателя :

(2.19)

где - приведенная мощность нагнетателя, КВт. Для =363 м³/сут из газодинамической характеристики = 367 КВт;

- плотность газа при условиях входа в нагнетатель, кг/м³.

(2.20)

где давление (абсолютное) газа на входе нагнетателя;

температура газа на входе нагнетателя;

коэффициент сжимаемости газа при условиях входа в нагнетатель;

Из (2.19):

Проделав все расчеты ранее, в целях экономии места, мы принимаем .

 (2.21)

Из [1], прил.4 n_н = 4900 об/мин;

- фактическая частота оборотов ротора нагнетателя.

Приведенную частоту вращения рабочего колеса ЦН находим из:

(2.22)

где приведенные параметры нагнетателя. Из газодинамической характеристики нагнетателя ГПА-Ц-16 (приложение 1).

Приведенную степень сжатия ЦН определяем при = 330 м³/сут., степень сжатия принимаем по приведенной характеристики нагнетателя при и она равна .

(2.23)

где политропический КПД нагнетателя, который находим из газодинамической характеристике при = 330 млн.м³/сут.:

К - показатель адиабаты сжатия. По [1],стр.16 К=1,31.

Из (2.13) находим давление на выходе из КС:

(2.24)

Коммерческую производительность ЦН определим из уравнения производительности ЦН при стандартных условиях ([1], стр.17):

(2.25)

Из уравнения (2.25):

(2.26)

Производительность при стандартных условияхбудет определяться как:

 (2.27)

Т.к. количество рабочих ГПА n=3 (по заданию) а схема расположения - параллельно, то коммерческая производительность станции будет определяться как:

(2.28)

Расход топливного газа можно определить по формуле:

, (2.29)

где N_дв - потребляемая мощность двигателя, кВт;

- кпд двигателя;

Газ, поступающий на КС с температурой Т_н, при компримировании нагревается до температуры Т₁:

(2.30)

2.1.3 Расчет АВО

Газ, поступающий на КС с температурой , при компримировании нагревается до температуры :

Станция оборудована АВО, то:

, (2.31)

где - теоретический теплосъем с одного АВО при двух работающих вентиляторах, Вт;

Т₁-температура газа при выходе из КЦ:

Т_а-температура окружающего воздуха:

Т_1в-температура с учетом поправочного коэффициента:

К (2.32)

Т₂-температура в АВ:

К (2.33)

Т- средняя температура в АВО:

, (2.34)

(2.35)

Массовый расход 1-ой АВО:

(2.36)

где n-число АВО.

Массовый расход всех АВО:

(2.37)

- коэффициенты тепловой эффективности АВО при 1,2 и 0 работающих вентиляторах;

- количество АВО, работающих с 2,1 и 0 вентиляторов;

- массовый расход газа через все АВО, кг/с;

- теплоемкость газа при условиях АВО, Дж/(кг град)

Для АВО 2АВГ-75с Q₀ можно определить из следующей зависимости

, (2.38)

где Q₀ - теплосъем с одного АВО при двух работающих вентиляторах, кВт;

- температура воздуха, К;

- массовый расход одного АВО, кг/с.

Значения коэффициентов k_A2,и определяются по результатам эксплуатации АВО. В первом приближении можно принять =0,55-0,60, =0,18-0,20.

Количество работающих вентиляторов для реализации заданной температуры на выходе КС определяется из (2.41). Принимая во внимание, что при регулировании температуры сначала отключают поочередно по одному вентилятору на всех АВО и только после этого начинают отключение вторых, в сумме уравнения (2.41) никогда не будет больше двух слагаемых. Для определения схемы работы удобно воспользоваться величиной среднего коэффициента эффективности:

, (2.39)

где - количество работающих на КС АВО.

В зависимости от величины возможны следующие варианты:

;

;

;

.

К

Таблица 1

Параметры КС № 1

Параметр	Значение
Рн, МПа	4,1
Тн, К	279,8
Т3, К	286
, кВт	14292
Рв, МПа	3,98
св.ст, кг/м3	1,205
сст, кг/м3	0,6748
R, Дж / (кг К)	510,714
Ркр, МПа	4,64
Ткр, К	193,55
Рпр, МПа	0,857
Тпр, К	1,44
?	0,233
z	0,911
з, Па*с	11
Ср, кДж/(кг*К)	2,55
Di, К/МПа	4,3
, кг/м3	30,5
QТГ, млн. м3/сут.	0,327
Qст, млн. м3/сут.	48,08
Qнаг, млн. м3/сут.	16,13
Qв м3/мин.	247,5
	1,16
	0,8
Р1, МПа	4,45
Т1, К	292,5
T1*	287,9

2.2 Расчёт участка

Зададимся давлением газа в конце участка:

Р₂ = 4,2 МПа.

Зададимся значением температуры газа в конце участка:

Т₂ = 284,45 К.

Зададимся также точностью определения температуры К и давления МПа.

Среднее давление газа на участке можно определить по формуле:

. (2.40)

МПа.

Значение средней температуры газа в участке можно определить по формуле:

(2.41)

К.

Определяем коэффициент сжимаемости газа для средних значений давления и температуры:

,

,

,

.

Определяем динамическую вязкость газа по формуле (согласно [1]):

, (2.42)

где - динамическая вязкость газа, Па•с.

Определяем удельную теплоемкость газа по формуле (2.38) относительно средних значений давления и температуры газа в участке:

(2.43)

кДж/(кг•К).

Определяем коэффициент Джоуля-Томсона по формуле (согласно [1]):

 (2.44)

где D_i - коэффициент Джоуля-Томсона, К/МПа.

К/МПа.

Для оценки гидравлического режима течения газа найдем значение переходной производительности по формуле (согласно [1]):

, (2.45)

где Q_п - переходная производительность газопровода, млн. м³/сут.

млн. м³/сут.

Определяем коэффициент гидравлического сопротивления для квадратичного режима течения по формуле:

, (2.46)

где - коэффициент гидравлического сопротивления;

D - внутренний диаметр МГ, мм.

.

Определяем расчетное значение коэффициента гидравлического сопротивления по формуле:

, (2.47)

где Е - коэффициент гидравлической эффективности работы участка.

В соответствии с [2] принимаем Е=0,95 для газопровода, оборудованного узлами очистки.

.

Определяем давление в конце участка из уравнения пропускной способности:

. (2.48)

МПа.

Определяем среднюю температуру в участке по формуле:

, (2.49)

где , 1/км;

k_t - коэффициент теплопередачи, Вт/(м²•К);

М - массовая производительность газопровода, кг/с.

Согласно [1] принимаем k_t =1,5 Вт/(м²•К).

Массовую производительность газопровода можно определить по формуле:

, (2.50)

.

1/км.

Оценим сходимость давления и температуры:

Как видно, сходимость средней температуры и давления удовлетворительная.

Данные последнего приближения приведены в табл. 2.

Таблица 2

Параметры участка № 1

Параметр	Значение
Р1, МПа	4,5
Т1, К	287,9
Рср, Мпа	4,33
Тср,К	285
Ркр, МПа	4,64
Ткр, К	193,55
Рпр, МПа	0,933
Тпр, К	1,47
?	0,25
z	0,91
з, Па*с	11,3
Ср, кДж/(кг*К)	2,5
Di, К/МПа	4,22
	0,008964
	0,010429
P21,МПа	3,65
Tср1,К	285
Р2, МПа	4,2
Т2, К	283,57

2.3 Расчёт КС №2

Давление газа на входе в нагнетатель Р_2в принимаем с учетом потери давления во входном коллектор

Плотность газа при условиях входа в нагнетатель по (2.20), кг/м³:

Обороты ротора нагнетателя по (3.21):

Приведенную частоту вращения рабочего колеса ЦН находим из (2.22):



Приведенную степень сжатия ЦН определяем при = 330 млн.м³/сут.,

;

Развиваемую ЦН степень сжатиянаходим из[1],стр.17:

где политропический КПД нагнетателя, который находим из газодинамической характеристике при = 330 млн.м³/сут.:

Газ, поступающий на КС с температурой Т₂, при компримировании нагревается до температуры Т_н:

Таблица 3

Параметры КС № 2

Параметр	Значение
Рн, МПа	4,3
Тн, К	283,57
Т3, К	286
, кВт	14116
Рв, МПа	4,18
св.ст, кг/м3	1,205
сст, кг/м3	0,6748
R, Дж / (кг К)	510,714
Ркр, МПа	4,64
Ткр, К	193,55
Рпр, МПа	0,9
Тпр, К	1,46
?	0,246
z	0,911
з, Па*с	11,2
Ср, кДж/(кг*К)	2,56
Di, К/МПа	4,16
, кг/м3	31,64
QТГ, млн. м3/сут.	0,32
Qст, млн. м3/сут.	47,7
Qнаг, млн. м3/сут.	28,6
Qв м3/мин.	423,5
	1,36
	0,8
Р1, МПа	5,54
Т1, К	311
T1*	293,45

2.4 Расчёт участка

Принимаем значения давления и температуры в начале участка равными значениям на выходе из КС2 Р₁ = 5,54 МПа и Т₁ ^*= 293,45 К.

Параметр газа в конце участка (180 км) Рк и Тк расчитываеться методом последовательных приближений. Результаты расчёта приведены табл.4.

Таблица 4

Параметры участка № 2

Параметр	Значение
Р1, МПа	5,54
Т1, К	293,45
Рср, Мпа	5,3
Тср,К	287
Ркр, МПа	4,637
Ткр, К	193,55
Рпр, МПа	1,14
Тпр, К	1,48
?	0,258
z	0,893
з, Па*с	11,7
Ср, кДж/(кг*К)	2,58
Di, К/МПа	4
	0,008964
	0,010429
P21,МПа	5,1
Tср1,К	287
Р2, МПа	5,1
Т2, К	283,82

Оценим сходимость при новых значениях давления и температуры:

Сходимость удовлетворительная.

Окончательно принимаем P_к=5,1 МПа, Т_к=283,82 К.

3. Оценка соответствия установленного оборудования условиям работы МГ

3.1 Оценка соответствия ГПА

Оценка соответствия ГПА производится по мощности, потребляемой нагнетателями и их кпд.

3.1.1 Оценка ГПА по мощности

Интенсивность использования газоперекачивающих агрегатов характеризуется коэффициентом загрузки k_И [1]:

, (3.1)

Для ГПА КС № 1 коэффициент k_И составляет:

.

Для ГПА КС № 2 коэффициент k_И составляет:

.

3.1.2 Оценка ГПА по кпд

Экономичность использования газоперекачивающих агрегатов характеризуется коэффициентом k_з [1]:

, (3.2)

где з_max - максимальный КПД нагнетателя.

По приведенной характеристики нагнетателя 370-18-1 (прил.1) принимаем з_max = 0,85.

Для ГПА КС № 1 значение коэффициента k_з составляет:

.

Для ГПА КС № 2 значение коэффициента k_з составляет:

.

Полученные значения коэффициента k_з говорят о том, что на обеих КС ГПА работают с максимальным кпд.

3.2 Оценка соответствия ПУ

Оценка соответствия режима работы ПУ условиям работы МГ производится по диапазону их рабочих производительностей.

По характеристике пылеуловителя определяется рабочий диапазон его производительностей (за рабочее давление принимается давление на входе в КС), при этом, если необходимо, вводятся соответствующие поправки на плотность газа. Считается, что пылеуловитель работает в нормальном режиме, если его производительность не выходит за границы рабочего диапазона. Однако, расчет следует вести с учетом возможности отключения одного пылеуловителя. Производительность одного ПУ Q_1ПУ определяется по формуле:

(3.3)

где n_{ПУ. раб} - число рабочих пылеуловителей.

В приложении 2 приведена характеристика ПУ типа ГП-144. Согласно прил. 2 принимаем коэффициент изменения производительности ПУ = 0,98.

Так как рабочий диапазон ПУ зависит от рабочего давления, то для разных КС он будет различным.

Кроме того, производительности КС отличаются на величину топливного газа первой станции, следовательно, производительности ПУ также будут различными для разных КС.

3.2.1 Оценка эффективности работы ПУ для КС № 1

По прил. 2 определяем минимальную и максимальную производительность ПУ при рабочем давлении Р = 4,45 МПа

= 14 млн. м³/сут.,

= 17,5 млн. м³/сут.

Производительность корректируется с учетом коэффициента изменения производительности ПУ:

млн. м³/сут.,

млн. м³/сут.

При 5-ти включенных ПУ производительность каждого по (3.3) составит:

млн. м³/сут.

Полученное значение не входит в заданный интервал. Следовательно, на КС № 1 необходимо уменьшить число ПУ.

млн. м³/сут.

Полученное значение входит в заданный интервал. Следовательно, на КС № 1 окончательно принимаем количество рабочих ПУ равное 3 шт.

3.2.2 Оценка эффективности работы ПУ для КС № 2

По прил. 2 определяем минимальную и максимальную производительность ПУ при рабочем давлении Р = 5,5 МПа.

= 16,5 млн. м³/сут.,

= 21 млн. м³/сут.

Производительность корректируется с учетом коэффициента изменения производительности ПУ

млн. м³/сут.,

млн. м³/сут.

При 5-ти включенных ПУ производительность каждого по (3.3) составит:

млн. м³/сут.

Полученное значение входит в заданный интервал. Возможно, на КС № 2 необходимо уменьшить число ПУ.

Полученное значение входит в заданный интервал. Следовательно, на КС № 2 окончательно принимаем количество рабочих ПУ равное 3 шт.

Заключение

В данной курсовой работе была определена максимальная технологически возможная производительность магистрального газопровода (Q = 48 млн.м³/сут) по средствам расчета компрессорных станции и участков газопровода. При этом были использованы все возможности регулирования режима работы МГ.

Оценка соответствия оборудования магистрального газопровода условиям его работы показала, что на обеих КС, ГПА типа ГПА-Ц-16 работают с полной загрузкой, но следует отметить, что на обеих КС они работают с практически максимальным кпд. Также оценка соответствия оборудования показала, что пылеуловители типа ГП-144 работают с большой недогрузкой, следовательно, мы уменьшили количество пылеуловителей на каждой КС в их рабочем диапазоне, и установленный тип пылеуловителей в количестве 3 штук на КС1 и 3 штук на КС2, полностью удовлетворяет условиям работы магистрального газопровода.

Список использованной литературы

1. Эксплуатация газопроводов: метод. указ. по выполнению курсо-вой работы по дисциплине "Эксплуатация газопроводов" для студентов направления 21.03.01 Нефтегазовое дело всех форм обучения / сост. С. М. Чекардовский, С. М. Дудин; Тюменский индустриальный университет. Тюмень: Издательский центр БИК, ТИУ, 2016. 20 с.

2. Эксплуатация газопроводов: метод. указ. по организации самостоятельной работы и изучению курса по дисциплине "Эксплуатация газопроводов" для студентов направления 21.03.01 Нефтегазовое дело всех форм обучения / сост. С.М. Чекардовский, С.М. Дудин; Тюменский индустриальный университет. Тюмень: Издательский центр БИК, ТИУ, 2016. 15 с.

3. Эксплуатация магистральных газопроводов [Текст]: учебное пособие для студентов нефтегазового профиля / Под ред. Ю.Д. Земенкова ; ТюмГНГУ. 3-е изд., перераб. и доп. Тюмень: Вектор Бук, 2009. 528 с.

4. Эксплуатация оборудования и объектов газовой промышленности. (Справочник мастера по эксплуатации оборудования газовых объектов) [Текст]: учебное пособие для студентов нефтегазового профиля: в 2 т. / Г. Г. Васильев [и др.] ; общ. ред. Ю. Д. Земенкова. М.: Инфра-Инженерия. (Библиотека нефтегазодобытчика и его подрядчика (service)) (Познай новые технологии). Загл., сост. каталогизатором: Справочник мастера по эксплуатации оборудования газовых объектов. Т. 1. 2008. 606 с.

5. Техника и технологические процессы при транспорте энергоресурсов [Текст]: учебное пособие для студентов нефтегазового профиля: в 2 т. Т. 1 / ТюмГНГУ ; ред. Ю. Д. Земенков. Тюмень: Вектор Бук, 2008. 380 с

6. Техника и технологические процессы при транспорте энергоресурсов [Текст]: учебное пособие для студентов нефтегазового профиля: в 2 т. Т. 2 / ТюмГНГУ ; ред. Ю. Д. Земенков. Тюмень: Вектор Бук, 2008. 320 с.

7. Компрессоры и компрессорные станции магистральных газопроводов. Устройство и работа компрессорных машин [Текст]: Учебное пособие / ред. Ю. Д. Земенков. Тюмень: Издательство «Нефтегазовый университет», 2011. 154 с.

8. Устройство и эксплуатация газотурбинных установок [Текст]: Учебное пособие / ред. Ю. Д. Земенков. Тюмень: Издательство «Нефтегазовый университет», 2011. 418 с.

9. Энергомеханическое оборудование перекачивающих станций нефтепродуктопроводов [Текст]: учебное пособие для студентов вузов, обучающихся по направлению подготовки специалистов 131000 "Нефтегазовое дело" / Ю. Д. Земенков [и др.] ; под ред. Ю. Д. Земенкова ; ТюмГНГУ. Тюмень: ТюмГНГУ, 2014. 404 с.

10. Эксплуатация магистральных и технологических нефтегазопроводов. Объекты и режимы работы [Текст]: учебное пособие для студентов вузов, обучающихся по направлению подготовки специалистов 130500 "Нефтегазовое дело" / В. О. Некрасов [и др.]; под общ. ред. Ю. Д. Земенкова; ТюмГНГУ. Тюмень: ТюмГНГУ, 2014. 282 с.

11. Эксплуатация магистральных и технологических нефтегазопроводов. Распределение и учет [Текст]: учебное пособие для студентов вузов, обучающихся по направлению подготовки специалистов 130500 "Нефтегазовое дело" / С. Ю. Подорожников [и др.]; под общ. ред. Ю. Д. Земенкова ; ТюмГНГУ. Тюмень: ТюмГНГУ, 2014. 370 с.

12. Тепломасообменное оборудование и тепловые процессы в системах транспорта и хранения нефти и газа [Текст]: учебник для студентов образовательных организаций высшего образования, обучающихся по направлению подготовки магистратуры "Нефтегазовое дело" / Ю.Д. Земенков [и др.] ; ред. Ю. Д. Земенков ; ТюмГНГУ. Тюмень: ТюмГНГУ, 2015. 175 с.

Приложение 1

Приведенные характеристики нагнетателя ГПА-Ц-16/76 (ГПА-Ц-16)

Приложение 2

Характеристика циклонного пылеуловителя ГП-144.

Размещено на Allbest.ru