Проектирование реконструкции Александровогайского ЛПУМГ

Размещено на http://allbest.ru

Размещено на http://allbest.ru

РЕФЕРАТ

газоперекачивающий компрессорный станция

Объектом разработки является филиал ООО «Югтрансгаз» Александровогайское ЛПУМГ. (7-ой цех)

Цель дипломного проекта: Обоснование эффективности реконструкции ГПА типа ГТК-10И путем установки регенератора в филиале ООО «Югтрансгаз» Александровогайском ЛПУМГ.

Степень внедрения - разработки предложены к внедрению в филиале ООО «Югтрансгаз» Александровогайском ЛПУМГ.

В процессе проектирования проведены теплогидравлические и прочностные расчеты регенератора, разработано компановачное решение. Разработаны вспомогательные вопросы реконструкции цеха, определены технико-экономические показатели 7-го цеха до и после реконструкции, решение вопросов охраны труда, экологии, электроснабжения и автоматизации.

ВВЕДЕНИЕ

Около 85% мощности ГПА приходится в нашей стране на газотурбинный привод центробежных нагнетателей. ГПА оснащено отечественными газотурбинными агрегатами с использованием технологии стационарного газотурбинного строения, например ГТК-10.4 с использованием авиационного и транспортного газотурбостроения, ГПА-Ц-6,3, ГПУ-16, а также зарубежных агрегатов ГТК-10И, "Солар".

Все ГПА типа ГТК-10И проектировались по простейшей схеме, без регенерации. Это обусловливалось тем, что цена на природный газ были низкими, компрессорные станции располагались как правило в отдаленных районах и затраты на создание, транспорт и монтаж регенераторов были очень высокими.

В новых экономических условиях, когда цены на природный газ приближаются к мировым, а сам газ является одним из важнейших факторов поступления доходов от его продажи необходимо изменить отношение к его расточительности и стараться экономить топливный газ. Действительные значения КПД газотурбинных установок не превышает 20%, т.е. около 80% теплоты от сжигания газа выбрасывается в атмосферу. Поэтому одной из важнейших задач является экономия топливно-энергетических ресурсов, как это указано в "Газотурбинной программе энергосбережения Саратовской области на 1998-2005 год", является рациональное использование газа в системах транспорта газа на территории Саратовской области.

Настоящий дипломный проект посвящен разработке вопросов реконструкции газоперекачивающего агрегата путем установки регенераторов и технико-экономическому обоснованию этих решений.

1.ОСНОВНАЯ ЧАСТЬ

Назначение, область применения и технические характеристики Ал-Гайской КС

Развитие газовой и ряда смежных отраслей промышленности сегодня в значительной степени зависит от эксплуатации и обслуживания систем трубопроводного транспорта природных газов из отдаленных и иногда слабо освоенных регионов в промышленные и центральные районы страны. Составной и неотъемлемой частью магистрального газопровода, обеспечивающего транспорт газа, являются линейные производственные управления магистральных газопроводов (ЛПУМГ) и одно из самых крупных филиалов ООО «Югтрансгаз» - Александровогайское линейное управление магистральных газопроводов, основанное в 1967 году и осуществляющее транспортировку природного газа (метан) по магистральным трубопроводам Оренбург-Новопсков, «Союз», Туркмения-Казахстан-Центральная Россия.

Структура ЛПУМГ и месторасположение его подразделений:

- 7 компрессорных цехов, расположенных на одной промышленной площадке;

- 5 газораспределительных станций (ГРС): из них в Александровогайском районе расположены три ГРС, Новоузенском - две ГРС;

- автомобильная газонаполнительная компрессорная станция (АГНКС), находящаяся на расстоянии 4 км от с. Александров Гай;

- линейная часть (участок магистральных газопроводов с газопроводами-отводами) протяженностью от границы Мокроусского ЛПУМГ до границы с Республикой Казахстан (Чижинское и Кысык-Камысское ЛПУМГ).

Компрессорные станции 1-2 с газотурбинным приводом эксплуатируются в системе магистральных газопроводах: Туркмения - Узбекистан - Казахстан - Центральная Россия. Входящие газопроводы: САЦ-4 диаметром 1400мм и проектным 60

давлением 75кг/кв.см, САЦ-5- диаметром 1200мм и проектным давлением 55кг/кв.см. Выходящие газопроводы: САЦ-3, САЦ-4,1, САЦ-4,2 диаметром 1200мм и проектным давлением 55кг/кв.см. Компрессорные станции 5-7 с газотурбинным приводом эксплуатируются в системе магистральных газопроводах: Оренбург - Новопсков, «Союз» (диаметр газопровода 1200мм и 1400мм и проектное давление 55кг/кв.см на входе и 75 кг/кв.см на выходе).

Установленная мощность газоперекачивающих агрегатов компрессорных станций 1-7 составляет 312 тыс. кВт по типам агрегатов:

ГТ-750-6 - 12 шт. - 72 тыс. кВт,

ГТК-10-4 - 7 шт. - 70 тыс. кВт,

ГТК-10И - 17 шт. - 170 тыс. кВт,

Компрессорная станция является составной частью магистрального газопровода и предназначена для обеспечения заданной или плановой производительности за счет сообщения потоку газа дополнительной механической энергии с помощью газоперекачивающих агрегатов. При этом осуществляются следующие технологические процессы:

- очистка газа от жидких и механических примесей циклонными пылеуловителями, из которых накопленная жидкая фракция сливается в емкость, расположенную на площадке пылеуловителей, либо удаляется продувкой в емкость (амбар), расположенную на узле подключения коммуникаций компрессорной станции к магистральному газопроводу;

- увеличение его механической энергии;

- охлаждение газа аппаратами воздушного охлаждения;

- управление режимом работы газопровода путем изменения количества и режимов работы газоперекачивающих агрегатов.

ГРС - составная часть магистрального газопровода, предназначенная для подачи потребителям (населенным пунктам и промышленным предприятиям) обусловленного количества газа с определенным давлением, степенью очистки и одоризации с помощью следующих технологических процессов:

- очистки газа от механических примесей, жидкости, влаги различными устройствами, из которых накапливающаяся жидкая фракция удаляется продувкой в специальную емкость (частота продувок определяется количеством жидкой фракции в транспортируемом газе);

- предотвращения гидратообразования при понижении давления газа (газовые гидраты представляют собой твердые соединения, в которых молекулы газа при определенных давлении и температуре образуются вследствие понижения давления газа до обусловленного);

- измерения расхода газа;

- одоризации газа.

АГНКС предназначена для заправки автомобилей сжатым газом (экологически чистым топливом) с определенной степенью очистки с помощью следующих технологических процессов:

- очистки газа;

- повышения давления газа до обусловленного;

- охлаждения газа в процессе повышения давления.

Кислородная станция предназначена для производства кислорода, как для нужд филиала, так и для реализации сторонним организациям. Технологический процесс производства кислорода заключается в разделении воздуха на кислород и отбросной газ.

Эксплуатацию основного и вспомогательного оборудования (оборудования КС, ГРС, АГНКС, линейной части) осуществляет персонал следующих служб ЛПУМГ:

- газокомпрессорной;

- линейно - эксплуатационной;

- контрольно-измерительных приборов и автоматики;

- энерговодоснабжения;

- связи;

- газораспределительных станций;

- ремонтного участка;

- персонала АГНКС;

- безопасности и охраны объектов;

- пожарной охраны.

Общая численность работающих на предприятии -- 406 человек

1.1 Генеральный план александрово-гайской кс

Генеральный план Александрово-Гайской ЛПУМГ с семью компрессорными цехами, расположен на одной промышленной площадке, спроектирован в соответствии с принятой технологической схемой. На основании технических требований и действующих норм и правил, а также противопожарных технических условий строительного проектирования предприятий нефтегазовой промышленности.

При разработке генерального плана решающим фактором было рациональное решение производственно-технического процесса с учетом возможности расширения КС в будущем. Размещение зданий и сооружений на генеральном плане принято в соответствии с месторасположением, розы ветров и климатических условий.

Запроектированная возможность расширения компрессорной станции позволяет в настоящее время размещение возле каждого бокса с агрегатами ГТК-1ОИ регенератора теплоты уходящих газов. Диаметр каждого регенератора 3,2 м и высота 14,5 м.

Здания и сооружения размещены в двух зонах: в производственной и служебно-производственной. В первую входят здания и сооружения непосредственно связанные с технологическим процессом. В нее включены рабочие агрегаты, нагнетатели и регенераторы тепла, системы пускового, топливного, импульсного газа, системы очистки и охлаждения газа. Эта зона расположены со стороны магистрального газопровода. Зона служебно-производственного комплекса располагается со стороны подъездных дорог. В ее состав входят административно-хозяйственные здания и сооружения: административный корпус, главный щит управления, ремонтные мастерские и др.

Генеральный план решался на основании сочетания рационально-максимальной блокировки зданий и сооружений и использования блок-боксов заводского изготовления. Все архитектурно-строительные и конструкторские решения генерального плана в проекте связаны с установкой газоперекачивающих агрегатов ГТК-10И, выполненных из стали, что эффективнее железобетонных конструкций. Основанием для установки агрегатов служит тщательно утрамбованная земляная подушка, фундамент толщиной до 1,5 метров.

Для удобства обслуживания агрегатов по периметру фундамента предусмотрены ограждения и пешеходные дорожки из рифленого железа.

Подъезды к зданиям и сооружениям приняты по смешанной схеме.

Помимо тупиковых подъездов к блок-боксам имеется и кольцевой объезд вокруг всех агрегатов. Ширина подъезда 3+3,5 м, а в зоне служебно-производственных зданий до 5,5 м. Покрытие дорог асфальтированное или щебеночное. Покрытие пешеходных дорожек из тротуарных плит КЗ, уплотненных на песочное основание. Ширина плит до 1,5 м.

Территория свободная от застройки засаживается многолетними травами и деревьями, но только не ближе 150 м от агрегатов.

Основные размеры 7-го цеха:

- площадь участка 6,5 га;

- площадь застройки 2,8 га;

- площадь застройки 39%.

Обоснование и описание теплотехнологической схемы и конструкции основного оборудования

Технологическая схема VII цеха Ал-Гайской КС

Технологический газ из магистрального газопровода может подаваться через замерный узел (ЗУ) или напрямую. В первом случае открываются краны № ВЗ, В4, закрывается кран № 7 и газ поступает в пылеуловители (скрубберы). Во втором случае открываются краны №7 и секущий, а краны №№ ВЗ, В4 закрыты.

Перед поступлением газа в нагнетатель, он проходит через скрубберы циклонного типа, где очищается от механических примесей и влаги. Перед скруббером стоит входной ручной кран № 1а, за ним - выходной кран № 16.

После очистки газ через кран № 1 (всасывающий кран нагнетателя с газовым приводом) поступает в нагнетатель центробежного типа RF-2BB-300 "Купер - Бессемер", где сжимается до определенного значения и поступает обратно в МГ. За нагнетателем находится выпускной кран № 5 (свеча) для продувки и выпуска газа из контура нагнетателя. Этот кран имеет газовый привод.

Далее газопровод разделяется на два коллектора: нагнетательный и рециркуляционный. Рециркуляционый трубопровод каждой машины имеет диаметр 254 мм и соединен с общестанционным рециркуляционным коллектором диаметром 426 мм.

Рециркуляционная система предназначена для постепенной нагрузки нагнетателя во время пуска и разгрузки во время остановки агрегатов. Кроме этого система служит для предотвращения помпажа во время работы нагнетателей. На этом коллекторе находится обратный клапан, кран № 6 - рециркуляционный регулировочный с поршневым приводом и управляемый электрическим сигналом от расположенной системы с ГЩУ. За краном № 6 расположен рециркуляционный блокировочный кран № 6а, служащий для предотвращения обратного хода газа через кран № 6 при выпуске его из контура нагнетателя, также он изолирует кран № 6 при его настройке и проведении технического обслуживания.

На нагнетательном трубопроводе стоит обратный клапан и кран № 2 (шаровой, с газовым приводом). Из нагнетательного коллектора газ поступает в автоматические вентиляционные охладители (АВО) газа, где охлаждается до температуры, допустимой для его транспортировки (до 40 °С).

Далее газ через выхлопной кран № 8 поступает в МГ. Параллельно крану № 8 подключен байпасный кран № 18, предназначенный для стравливания газа. В МГ врезан охранный кран В. Между трубой всасывания и нагнетания подсоединен трубопровод 0 1220 мм, на котором расположен кран № 20 с байпасом. Во время остановки цеха этот кран всегда открыт и газ, минуя КС, транспортируется далее по газопроводу.

При работе машин в холостую газ проступает через кран № 1, выходит через кран № 6, и поступает через скрубберы обратно в нагнетатель (малый круг).

При большом круге газ выходит через кран № 2, поступает в АВО газа через общестанционный кран № 6 подается через ЦН обратно в агрегат через кран № 1.

При пуске агрегата выполняется следующая последовательность: 1) Открывается заполнительный кран № 4, происходит продувка контура через кран №5. 2) Через 45 секунд открывается кран № 6а и происходит заполнение контура. Когда давление в контуре нагнетателя и во всасывающей магистрали уравнивается, открываются краны № 1, 2, 6 и закрывается кран № 4.

При достижении 50% частоты вращения закрывается кран № 6 и в дальнейшем он управляется от антипомпажной системы. После этого давление за нагнетателем увеличивается и открывается обратный клапан перед краном № 2 и газ начинает поступать в трассу. После этого закрывается кран № 20 на обводной линии.

При нормальной остановке последовательность следующая: 1) открывается кран № 6 для разгрузки нагнетателя при падении частоты вращения турбины ниже 50% перекрывается стопорный клапан подачи топлива на турбине, краны № 1, 2 закрываются. После этого краны № 6, 6а закрываются и открывается кран № 5, и газ стравливается из контура нагнетателя.

При аварийной остановке агрегата до разгрузки машины перекрывается мгновенно стопорные клапан подачи топлива, открывается кран № 6 и закрываются краны № 1, 2. После этого краны № 6, 6а закрываются и открывается кран № 5.

Аварийная остановка производится с пульта ГЩУ кнопкой "аварийная остановка" или при срабатывании системы защиты агрегата. При этом краны № 7,8 закрываются, краны № 17, 18 открываются. При уравновешивании давлений на входе - выходе открывается кран № 20.

1.2 Выбор и описание основного оборудования

Газотурбинная установка ГТК-10И "Дженерал электрик" серии MS-3002 состоит из:

- пятнадцатиступенчатого осевого компрессора;

- шести камер сгорания, установленных в плоскости, перпендикулярно оси газовой турбины;

- одноступенчатой осевой реактивной турбины высокого давления, служащей для привода ОК;

- одноступенчатой осевой реактивной турбины низкого давления (ТНД), служащей для привода центробежного нагнетателя (ЦН).

ГТУ ГТК-10И смонтирована на сварной раме; в передней части которой расположен маслобак. На опорной раме кроме ГТУ установлены вспомогательные механизмы, необходимые для обеспечения работоспособности;

- вспомогательный и аварийный насосы смазки, вспомогательный насос гидропитания, система маслофильтров и маслоохладителей предназначены для подачи охлажденного и отфильтрованного масла к потребителям;

- пусковая турбина (турбодетандер) предназначена для обеспечения необходимой мощности для стравливания и разворота до оборотов "самохода" газовой турбины при пуске;

- редуктор - нужен для передачи вращающего момента: при пуске - от турбодетандера к газовой турбине, на рабочем режиме - от газовой турбины к главным насосам смазки и гидропитания и к вспомогательному электрогенератору;

- регулирующие клапана топливного и пускового газа предназначены для регулирования подачи в камеры сгорания и турбодетандер;

- на приборном щите собраны манометры, дифманометры, испытательные вентили и реле давления.

Корпус ГТУ опирается на две гибкие опоры, установленные под корпусами подшипников № 1,4.

ГТУ опирается на четыре подшипника:

№ 1 - опорно-упорный ротора турбокомпрессора;

№ 2 - опорный ротора турбокомпрессора;

№ 3 - опорный ротора ТНД;

№ 4 - опорно-упорный ротора ТНД.

Газотурбинная установка работает по следующему принципу: атмосферный воздух всасывается осевым компрессором, сжимается и поступает в камеры сгорания вместе с топливом. После сгорания топлива в сжатом воздухе, получившиеся продукты сгорания поступают в газовую турбину. Расширяясь в ТВД, продукты сгорания совершают работу. Часть работы нужно затратить на сжатие воздуха в ОК. За счет тепла химической реакции сгорания, работа расширения газа в турбине значительно превосходит работу сжатия воздуха в компрессоре. Избыток давления передается на ТНД, которая приводит в действие ЦН.

Центробежный нагнетатель представляет собой двухступенчатую машину, установленную на отдельную сварную раму. На опорной раме также монтируется:

- основной насос уплотнения;

- резервный насос уплотнения;

- гидроаккумулятор;

- бак-дегазатор;

- масляные ловушки;

- приборный щит;

-регулирующая, отключающая, предохранительная арматура. Центробежный нагнетатель состоит из следующих основных элементов:

- корпус нагнетателя;

- торцевая крышка корпуса;

- ротор ЦН с двумя рабочими колесами;

- сборки межступенчатой диафрагмы и лопаточных диффузоров;

- упорного и двух опорных подшипников;

- разгрузочного устройства.

ЦН природного газа работает следующим образом: природный газ по всасывающему трубопроводу попадает в корпус нагнетателя и далее на вход в рабочее колесо первой ступени.

Проходя через лопаточный диффузор вращающегося рабочего колеса, газ увеличивает скорость движения, и затем, проходя через диффузор, тормозится, в результате возрастает давление газа.

Аналогично происходит процесс сжатия во второй ступени. При работе нагнетателя из-за разности давлений газа на входе - выходе на ротор действует осевая сила, направленная в сторону торцевой крышки. Для уменьшения величины осевой силы, действующей на упорный подшипник, предусмотрено разгрузочное устройство, осевое усилие на которое направлено в другую сторону по сравнению с силой, действующей на рабочие колеса.

1.3 Системы вспомогательного оборудования и их выбор

Вспомогательные системы необходимы для исправной работы всего агрегата в целом:

1.3.1 Система управления агрегатом

ГТК-10И как объект регулирования представляет собой двухвальную конструкцию, ротора которой в нормальном режиме вращаются с разной частотой. Функциональная схема управления агрегатом представляет собой четыре регулирующих ротора:

- контур регулирования на запуске;

- контур регулирования оборотов низкого давления;

- контур регулирования температуры на выхлопе;

- контур регулирования соплами второй ступени.

1.3.2 Система сигнализации и защит агрегата

Система автоматических защит предназначена для сигнализации о приближении параметров работы к аварийным для автоматического отключения при достижении недопустимых величин.

1.3.3 Система электроснабжения

Эта система предназначена для питания электрических потребителей. При пуске агрегата все потребители запитываются от внешнего источника электроснабжения через щит "В", при достижении ТВД оборотов 95-98% от номинала, происходит переход на электропотребление от собственного генератора.

1.3.4 Система пожаротушения СО2

Система пожаротушения на ГТК-10И предназначена для детектирования и последующего тушения пожара, возникшего в турбинном отсеке и отсеке вспомогательного оборудования путем быстрого снижения концентрации О2 с 21% до 15%. Система состоит из пятнадцати баллонов с СО2, одиннадцати форсунок-распылителей и девяти датчиков пожара.

1.3.5 Система обнаружения опасной концентрации газа

Система контроля загазованности в защитном здании-укрытии агрегата предназначена для обнаружения и сигнализации об опасной концентрации газа в пределах то 0 до 100% от нижнего предела взрываемости. Система состоит из трех датчиков загазованности и модульных блоков.

1.3.6 Система смазочного масла

Система смазочного масла предназначена для:

- смазки и охлаждения подшипников;

- смазки и охлаждения зубчатых муфт приводов "турбина - нагнетатель", "турбина - редуктор";

- питания маслом гидравлической системы, системы предельной защиты OLT и системы уплотнения.

Система смазочного масла включает в себя следующее оборудование:

- главный масляный насос;

- вспомогательный масляный насос;

- аварийный масляный насос;

- два главных полноточных фильтров;

- регулирующая, запорная, предохранительная арматуры;

- КИП, температурные реле.

В систему масла предельной защиты OLT масло поступает через диафрагму из системы смазки. Система предназначена для мгновенного отключения подачи топливного газа при срабатывании любой из защит системы управления и механических защит.

Сюда входят:

- выключатели гидравлические байковых автоматов безопасности роторов ТВД, ТНД;

- соленоидный клапан остановки;

- ручной клапан аварийной остановки;

- реле давления масла OLT.

Гидравлическая система предназначена для подачи масла высокого давления к электрогидравлическим клапанам блока газовых клапанов, к узлу управления соплами второй ступени, к приводу муфты турбодетандера и т.д.

В систему входят:

- главный гидравлический насос;

- вспомогательный гидравлический насос;

- два фильтра, КИП.

В систему уплотнительного масла входит:

- основной и резервный маслонасосы высокого давления;

- гидроаккумулятор уплотнительного масла;

- два регулятора перепада;

- две масляные ловушки маслоотводчиков;

- бак-дегазатор;

- КИП, реле температуры и давления.

Система уплотнительного масла нагнетателя предназначена для подачи масла высокого давления к гидравлическим уплотнениям для предотвращения прорыва газа из корпуса нагнетателя наружу. Циркуляцию масла высокого давления в системе уплотнения обеспечивает один из насосов уплотнения, который забирает масло из системы смазки турбины. Основной и резервный насосы идентичны.

1.3.7 Система подачи охлаждающей жидкости

Система предназначена для обеспечения постоянной циркуляции охлаждающей жидкости через маслоохладители агрегата и охлаждения масла в них. Тепло от масла в охладителях рассеивается в окружающую среду в теплообменниках.

1.3.8 Системы пускового и топливного газа

Первая предназначена для питания сжатым газом пускового двигателя при пуске агрегата. В качестве пускового двигателя при пуске применяется одноступенчатая реактивная осевая турбина, приводящая во вращение через муфту ротор осевого компрессора и ТВД. Вторая предназначена для подачи в камеры сгорания топливного газа в зависимости от управляющего сигнала. Система состоит из: сетчатого топливного фильтра, блока газовых клапанов, топливных форсунок, реле давления, блока кондиционирования топливного газа, который нужен для очистки от пыли и конденсата, подогрева перед подачей в турбину.

1.3.9 Система подогрева воздуха

Система предназначена для поддержания температуры циклового воздуха около 4°С для предотвращения образования льда на деталях всасывающего короба. Подогрев воздуха идет за счет подачи в воздух выхлопных газов при закрытии байпасной заслонки на выхлопной шахте и открытии заслонок перед ВЗК.

1.3.10 Система очистки технологического газа

Система предназначена для очистки газа от механических примесей и влаги в газоочистке (скруббере) с целью предотвращения попадания их в проточную часть нагнетателя, Накопленная жидкая фракция сливается в емкость, расположенную на площадке п/у, либо удаляется продувкой в емкость (амбар),

Скруббер состоит из:

- цилиндрического корпуса;

- входного и выходного патрубков;

- смотрового люка;

- спускных и продувочных подсоединений.

1.3.11 Система охлаждения газа

Система АВО газа предназначена для охлаждения магистрального газа после нагнетателя до приемлемой температуры (до 40 °С). Обычно АВО газа ставятся по два на каждую машину.

2. ОБЗОР ЛИТЕРАТУРНЫХ ИСТОЧНИКОВ, ПАТЕНТНО-ИНФОРМАЦИОННЫЙ ПОИСК

При выполнении дипломного проекта был выполнен анализ литературных источников по вопросам повышения эффективности работы газоперекачивающих агрегатов компрессорных станций.

Основными источниками являются:

1. Журнал "Газовая промышленность".

2. "Подготовка и переработка газа" // Обзорная информация ВНИИПИ Газпром.

3. Материалы научно-технических совещаний РАО "Газпром".

4. Журнал "Газовое дело".

5. Журнал "Oil and Gas journal".

В статье "Реконструкция газотранспортных систем РАО "Газпром" (авт. A.M. Бойко и др.) по сути изложена программа работ РАО "Газпром" по повышению эффективности систем транспорта газа, в том числе и за счет реконструкции и модернизации - установка и замена регенераторов, замена двигателей газотурбинных установок авиационного типа и т.д.

Приоритетными направлениями всех работ в области совершенствования систем транспорта газа является внедрение энергосберегающих технологий.

На конференции энергетиков РАО "Газпром" ("Газовая промышленность" №4, 1997г.) отмечено, что одним из направлений совершенствования энергетического комплекса является реконструкция газоперекачивающих агрегатов, необходимы установки регенераторов.

Основные технические величины при расчетах брались из технической документации агрегата ГТК-10И и технической документации регенератора тепла уходящих газов. Также использовалась различная справочная литература для газовой и нефтяной промышленности, газотурбинным установкам.

3. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ РЕКОНСТРУКЦИИ ГПА 7 ЦЕХА АЛ-ГАЙСКОЙ КС

Газоперекачивающий агрегат типа ГТК -10И выполнен по простейшей безрегенеративной схеме. Паспортный КПД ГТУ, при номинальных параметрах составляет 26,2%. Эксплуатационный КПД с учетом всех видов потерь энергии оказывается существенно ниже и составляет 22-23%. Одним из способов повышения эффективности использования топлива в ГТУ является применение регенеративного подогрева воздуха перед камерой сгорания за счет теплоты продуктов сгорания после газовой турбины. Для ГТК - 10И температура газа после турбины составляет 540°С, в то время температура воздуха после компрессора 293 °С.

Установка регенератора позволяет повысить температуру воздуха на входе в камеру сгорания, увеличить фактически вносимое тепло в камеру сгорания с воздухом и, таким образом, уменьшить расход топлива в камере сгорания. Установка регенератора требует дополнительных капиталовложений в регенератор, газовый и воздушный тракты, подготовку площадки для его установки.

Технико-экономическое обоснование реконструкции ГПА за счет сооружения регенератора должно проводиться с позиций методологии проектного анализа, получившего широкое распространение в зарубежной практике. Эта методология предусматривает возможность получения взвешенной оценки всех существенных факторов на характеристики инвестиционного проекта. Установка регенератора на агрегате ГТК - 10И рассматривается как инвестиционный проект, методика исследования которого предполагает производить оценку, как стоимости проекта, так и результатов его реализации по следующим составляющим:

технический анализ, позволяющий определить осуществимость, работоспособность и надежность; экологический анализ, позволяющий определить воздействие объекта на окружающую среду; социальный анализ, определяющий социальную применимость проекта; инвестиционный анализ определяющий народнохозяйственную эффективность;

Финансовый анализ, т.е. обоснование проекта в финансовом отношении, изучение вопросов возмещения затрат участникам проекта.

При технико-экономическом обосновании вариантов устанавливаемого на КС оборудования в качестве критерия применяем чистый дисконтированный доход или интегральный эффект [9]. Интегральный эффект Э_инт или чистый дисконтированный доход (ЧДД) определяется как сумма текущих (годовых) эффектов за весь расчетный период, приведенная к начальному шагу, или как превышение интегральных результатов (доходов) над интегральными затратами (расходами).

Величина Э_инт вычисляется по формуле:

(2.2.1)

где Rt - результат (доходы), достигаемые на t -ом шаге расчета;

3t - затраты (без капитальных), осуществляемые на t-ом шаге;

Т - продолжительность расчетного периода или горизонт расчета;

at - коэффициент дисконтирования;

(2.2.2)

Е - норма дисконта, равная приемлемой для инвестора норме дохода на капитал (принимаем равной 0,1);

t - номер шага расчета, как правило, по годам, начиная с момента начала осуществления проекта (строительства, монтажа и др.);

К - сумма дисконтированных капиталовложений;

 (2.2.3)

Kt - капиталовложения на t-том шаге.

Разность (R, - 3t) называется эффектом , достигаемым на t-том шаге.

Если интегральный эффект (ЧДД) проекта положителен, проект является эффективным (при заданной норме дисконта). Чем больше ЧДД, тем эффективнее проект.

Индекс доходности (ИД) представляет собой отношение суммы приведенных эффектов к величине капиталовложений

Если ИД > 1, проект эффективен, если ИД < 1 - неэффективен.

Внутренняя норма доходности (ВИД) представляет собой ту норму дисконта Евн, при которой величина приведенных эффектов равна приведенным капиталовложениям. Иными словами Евн (ВНД) является

решением уравнения:

Если расчет интегрального эффекта (ЧДД) проекта дает ответ на вопрос, является он эффективным или нет при заданной норме дисконта Е, то ВНД проекта определяется в процессе расчета и затем сравнивается с требуемой инвестором нормой дохода на вкладываемый капитал, В случае, когда ВНД равна или больше требуемой инвестором нормы дохода на капитал, капиталовложение в данный проект (вариант проекта) оправдано.

Срок окупаемости - минимальный временной интервал (от начала осуществления проекта), за пределами которого интегральный эффект (ЧДД) становится неотрицательным. Иными словами это - период (измеряемый в годах или месяцах), после которого первоначальные вложения и другие затраты покрываются суммарными результатами (доходами) его осуществления.

Ни один из перечисленных критериев не может в отдельности явиться основанием для принятия решения о реконструкции ГПА, Поэтому далее при технико-экономическом обосновании инвестиционного проекта реконструкции рассчитываются все указанные параметры.

3.1 Диагностика магистрального газопровода, выбор способов контроля состояния трубопроводов

Для эффективной транспортировки газа на большие расстояния прокладываются газопроводы. На них через каждые 110-150 км находятся компрессорные станции, которые производят компримирование очистку, осушку и охлаждение газа. Компримированный газ поступает в трубопроводы, по которым транспортируется до следующей КС или потребителя.

Надежность и безопасность транспортировки газа во многом зависит от состояния газопровода. Неисправности или плохое состояние газопровода приводят к утечкам газа и возникновению аварий. Причинами утечек и аварий могут служить такие неисправности газопровода как дефекты и коррозия.

РАО «Газпром» имеет сеть магистральных трубопроводов общей протяженностью свыше 150 тысяч километров.

Трубопроводные системы, транспортирующие природный газ, как в России, так и в других странах мира имеют большую протяженность и сложную структуру. Аварии на них сопровождаются тяжелыми последствиями, воздействием на окружающую среду, промышленность и население. Экономические потери, вызванные проблемами с поставками газа, также весьма и весьма серьезны.

При определении очередности ремонта дефектных участков трубопроводов необходимо учитывать последствия даже от гипотетической аварии на трубопроводе в результате разрушения. Например, разрыв трубопровода в пустынной и местности и вблизи жилья будут иметь различные как социальные и экологические последствия, так опять же и экономические.

Специалисты, однако, отмечают, что действующие стандарты анализа опасности обнаруженных дефектов трубопроводов в большинстве случаев дают слишком завышенную оценку опасности дефектов "трубы". А это тоже экономика - то есть неоправданные затраты финансовых средств и материальных ресурсов.

В настоящее время в России существует три наиболее распространенных метода диагностики магистральных газопроводов:

* метод шурфовки

* электрометрический метод

* метод внутритрубной дефектоскопии

Метод шурфовки дает возможность визуально контролировать состояние поверхности трубы, выявлять наличие дефектов, коррозии и и нарушений изоляционного покрова. Недостатком метода является необходимость вскрытия земляного и изоляционного покрова трубопровода на всем протяжении дефектоскопируемого участка, применения тяжелой строительной техники (экскаватор, бульдозер, средства передвижения персонала, тягач для перевозки бульдозера и экскаватора) и большого количества ремонтного персонала, большие затраты времени на проведение работ.

Электрометрический метод позволяет без вскрытия, определить, с помощью прибора, состояние трубы, изоляции, отслоение изоляции и выявление коррозионных участков.

Недостатком электрометрического метода является малая точность, невысокая скорость проведения исследований (скорость идущего человека). Метод внутритрубной дефектоскопии позволяет без вскрытия земляного покрова и изоляции получить с высокой скоростью (скорость прохождения снаряда 10-15 км/час) точные данные о состоянии трубопровода, изоляции, профиле трубы, наличии стресс коррозии, продольных трещин и т.д., кроме того производится внутритрубная очистка полости газопровода.

Недостатком метода является дороговизна оборудования, наличие камер запуска и приема снаряда, необходимость равнопроходного участка трубопровода на дефектуемом участке МГ, необходимость стравливания газа. Далее более подробно будем рассматривать метод шурфовки и метод внутритрубной дефетоскопии, как дающие наиболее достоверную информацию.

ВДТ использует для диагностики газопровода снаряды, которые проталкиваются через газопровод перекачиваемым газом. Принцип действия снарядов основан на методе рассеяния магнитного потока, зарекомендовавшим себя наиболее надежным и устойчивым в реальных условиях эксплуатации трубопроводов.

Каждый дефектоскопический снаряд оснащен большим количеством датчиков, записывающих сигналы с шагом в несколько миллиметров по окружности и вдоль трубы. Такая оптимизированная конструкция снарядов и магнитного контура обеспечивает высокую разрешающую способность и позволяет обнаруживать даже самые незначительные с точки зрения структурной целостности и безопасности трубопровода дефекты.

Таким образом, организации, эксплуатирующие трубопроводы, имеют возможность получить информацию о потенциально опасных участках на самой ранней стадии возникновения и развития дефектов и принять своевременные меры к их устранению.

Диагностические системы способны обнаруживать широкий спектр серьезных дефектов, включая:

* Внешнюю и внутреннюю коррозию

* Дефекты "потери металла" в поперечных и спиральных сварных швах

* Дефекты "потери металла":

* Связанные с вмятинами (включая идентификацию самих вмятин);

* Находящиеся под кожухами;

* Находящиеся под ремонтными муфтами

Другие обнаруживаемые дефекты и элементы трубопровода:

* Производственные (металлургические) дефекты;

* Повреждения, возникшие при строительстве трубопровода (риски, задиры);

* Металлические предметы, находящиеся вблизи трубопровода и представляющие угрозу целостности изоляционного покрытия или эффективности системы катодной защиты;

* Кожухи, в том числе эксцентрические, степень эксцентричности которых может повлиять на целостность изоляционного покрытия или эффективность катодной защиты. Диапазон скорости транспортируемого продукта при проведении внутритрубной диагностики составляет от 0,5 до 6 м/сек. Снаряды способны проходить крутые изгибы.

Максимальная протяженность участков трубопровода, диагностируемая за один пропуск снаряда, составляет 300 км.

Для определения рабочих характеристик снарядов в используется испытательный стенд, что позволяет осуществлять калибровочные протяжки снарядов в условиях, максимально приближенных к реальным трубопроводам. Инспекция трубопроводов методом внутритрубной дефектоскопии выполняется по следующей отработанной технологии: /31/

Проведение оценки мест запуска и приема для анализа возможности проведения контроля средствами внутритрубной диагностики.

Проведение совещания с эксплуатационной организацией с целью планирования регулирования потоков, составления графика пропусков, определения мест установки искусственных маркерных устройств и т.д.

Доставка диагностического и специализированного оборудования на объект. Предварительные пропуски очистных снарядов, осуществляемые для освобождения трубопровода от загрязнений и сварочных электродов и обеспечения надежного качества диагностики. Пропуски профильного снаряда и снаряда-калибра для определения геометрических характеристик трубопровода и возможности безопасного прохождения дефектоскопического снаряда.

После пропуска дефектоскопического снаряда, записанные данные воспроизводятся в полевых условиях с целью проверки их полноты и качественности. После подтверждения успешного пропуска проводится экспресс-анализ, в результате которого Заказчику в течение 24 часов после окончания обследования выдаются данные о наиболее опасных дефектах.

3.2 Технико-экономическое обоснование использования внутритрубной дефектоскопии

При проведении технико-экономического сравнения вариантов проведения диагностирования трубопроводов проведем сравнение внутритрубной диагностики и диагностики методом шурфовки.

Рассмотрим участок МГ Ал-Гай - Мокроус - L=149 km, D= 1200 мм.

1. Вариант: метод шурфовки.

Необходимое оборудование и механизмы и стоимость работы

* экскаватор 0,5 м3 1шт 296 руб/час

* тягач К-701 с прицепом 1 шт 125 руб/час

* автомашина Камаз 1шт 140 руб/час

* бульдозер Т-170 1шт 150 руб/час

Необходимый обслуживающий персонал и стоимость работы в месяц:

* экскаваторщик 1 чел 6500 руб

* бульдозерист 1 чел 6500 руб

* водитель 1 чел 5500 руб

* линейный трубопроводчик 5 чел 5000 руб

* мастер ЛЭС 1 чел 6000 руб Необходимые материалы:

расход Диз. топлива, 30000 руб/км

изоляционные материалы 29000 руб/км

Скорость диагностики при механизированном методе составляет 10 дней на 1 км.

Итого стоимость диагностики одного километра газопровода составит 127,7 тыс руб/км (цены взяты на 03.2005г. согласно /32/)

Стоимость диагностики методом внутритрубной дефектоскопии складывается из следующих элементов:

* доставка снарядов;

* пропуск снарядов;

* обработка результатов замеров;

* стоимость стравленного газа;

Итого стоимость километра внутритрубной дефектоскопии с профилеметрией, выявлением продольных трещин и стресс-коррозионных дефектов с предварительной очисткой газопровода составит 100 тыс.руб/км включая НДС, заработную плату.

Кроме того, необходимо учесть дополнительные расходы; стоимость доставки, стоимость разгрузки-погрузки, 18 тыс.руб, стоимость контрольных и ремонтных шурфовок (в среднем 10) 23тыс.руб, Итого 41 тыс.руб., (цены взяты согласно /32/)

Таким образом удельная стоимость одного километра внутритрубной дефектоскопии будет вычисляться следующим образом.

S =S_пр * L+S_н

где; S_пр - стоимость прохода снарядов;

S_н - стоимость дополнительных расходов

L - длина дефектуемого участка; Таким образом построим диаграмму себестоимости дефектоскопии.

Рисунок 11.1 -- Сравнение стоимости дефектоскопии в зависимости от длины дефектуемого участка.

Выводы

Из рисунка видно, что экономическая эффективность использования внутритрубной дефектоскопии начинается при диагностировании трубопроводов длиной более 1,6 км, при диагностировании трубопровода длиной 5 км экономия средств составляет около 100 тыс.руб.

Очевидным преимуществом внутритрубной дефектоскопии является высокая скорость диагностики, возможность диагностики трубопроводов без вскрытия грунта и изоляции, а также в труднодоступных и на непроходимых участках.

4. ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ, ПОДТВЕРЖДАЮЩИЕ РАБОТОСПОСОБНОСТЬ И НАДЕЖНОСТЬ РАБОТЫ КС

Газотурбинная установка MS - 3000 служит для привода центробежного нагнетателя, предназначенного для сжатия природного газа в МГ и входит в состав ГПА ГТК - 10И.

ГТУ расположена в специальном боксе, который разделен на три части: вспомогательный турбинный и выхлопной, которые изолированы друг от друга тепловой и акустической изоляцией. В каждом отсеке поддерживается повышенное давление и осуществляется вентиляция.

На приточных воздуховодах, в отсеках вспомогательного оборудования и турбинном установлены подогреватели, которые поддерживают температуру 7-10°С. Воздуходувки подают подогретый воздух, когда подогреватель находится в действии. Все отсеки оборудованы автоматической системой пожаротушения. ГТУ смонтирована на стальной раме, в передней части которой расположен маслобак.

Двигатель представляет собой двухвальную газовую турбину простого цикла. Он состоит из пятнадцатиступенчатого осевого компрессора, шести камер сгорания, турбины высокого давления и турбины низкого давления, которая служит приводом центробежного нагнетателя.

Двухвальная конструкция имеет следующие преимущества:

- требуется более низкий тепловой вращающий момент и более низкая пусковая мощность;

- независимость частоты вращения ТНД от ТВД;

- более высокое давление при работе турбины на частичных нагрузках;

- боле высокое КПД при нагрузках ниже номинальной;

4.1 Тепловой расчет привода ГПА

Воздух из атмосферы через воздухозаборную камеру (ВЗК), в которой установлены фильтры и всасывается воздушным осевым компрессором. Из компрессора сжатый воздух попадает в камеру сгорания. В камере сгорания происходит подготовка рабочей смеси. Из камеры сгорания газ поступает в турбину высокого давления, которая служит для привода самого осевого компрессора и вспомогательного оборудования. Далее рабочее тело поступает в турбину низкого давления, служащую для привода нагнетателя.

Основные элементы ГТ: неподвижный сопловой аппарат с сопловыми лопатками и вращающееся колесо с рабочими лопатками. В турбине сжатый и нагретый газ поступает в межлопаточные каналы соплового аппарата, где расширяется, в результате часть потенциальной энергии преобразуется в механическую и газ разгоняется. Температура его при этом понижается. При выходе из соплового аппарата, газ имеющий большую скорость попадает на лопатки рабочего колеса и кинематическая энергия преобразуется в механическую работу вращения турбины. После ТНД газ поступает в выхлопную шахту, и затем в атмосферный воздух.

4.1.1 Тепловой расчет камеры сгорания

В ГТК - 1ОИ шесть камер сгорания, расположенных по кругу под углом 90° по отношению к оси компрессора. Воспламенение смеси осуществляется запальным устройством. Температура в первичной зоне горения достигает 2000°С. Для снижения ее до 900-950°С в конечном участке трубы через щели поступает воздух. Совершенство камеры сгорания определяется равномерностью температурного поля перед турбиной по высоте лопаток. Это как раз достигается расположением шести камер сгорания по кругу.



4.1.2 Расчет и описание цикла ГТУ

Газотурбинная установка используется для привода центробежного нагнетателя. Окружающий воздух засасывается в осевой компрессор, где давление возрастает в 7,7 раза, а температура до 270°С. Часть воздуха отбирается после десятой и пятнадцатой ступеней для охлаждения узлов газотурбинной установки. Дале воздух направляется в камеру сгорания, где его температура возрастает до 925°С.

Полученная рабочим телом потенциальная энергия преобразуется в кинематическую энергию вращения турбины высокого давления, приводящей во вращение с частотой 7100 об/мин, осевой компрессор, и с частотой 6500 об/мин, приводит в действие ЦН.

Система регулирования поддерживает постоянную частоту вращения ротора осевого компрессора, исключая работу на промежуточных оборотах, разрушающих лопатки ОК. За ТНД температура рабочего тела снижается до 540°С, а давление дот одной атмосферы.

у = л₁*Э*л₂ = 0,97 *7,7*0,97= °7,25 ;

л₁- коэффициент потерь на трение л₁ = 0,97;

л₂- коэффициент потерь в трактах ГТУ л₂ = 0,97;

Работа расширения 1 кг рабочего тела в ГТ.

h_т = (Т₃ - Т₄) * С_рг =(1198-498) * 1,06 = 453 кДж/кг.

Уточняем значение б



где з_кс- КПД компрессора, принимается 0,99;

С_рг - теплоемкость газа при температуре 40°С, С_рг = 1,2 кДж/кг*К;

Т| - температура после O_K = 40°С;

q_кс = (T₃ - Т₄ ) * С_рв = (1198 - 547) *1,03 = 670 кДж/кг;

q_кс - количество теплоты, переданное воздуху в КС.

Количество эффективной энергии.

Н_е = Н_*з_мех - b * Н_к = 453 * 0,99- 260,3 *0,98 = 192 кДж/кг,

где з_мех = 0,99 (механический КПД)

где б_у=0,005- коэффициент, учитывающий дополнительные потери через уплотнения.

Расход газа через турбину



4.2 Тепловой расчет ГТУ типа ГТК-10И с установкой регенератора

Газотурбинная установка, установленная в 7 цехе Ал-Гайской КС предназначена для привода ЦН «Купер -Бессимер», выполнена по простой схеме. При проектных характеристиках ресурс работы ГТК-10И составляет 100000 часов, межремонтный период составляет 30000 часов. В настоящее время агрегаты на работали 50000-60000 часов.

При проектном КПД ГТУ 27%, реальный КПД не превышает 21-23%. Относительно низкая экономичность ГТУ обуславливает высокий расход топливного газа.

Из теории ГТУ известно, что одним из способов повышения эффективности использования топлива в агрегатах является применение регенерации теплоты уходящих газов после газовой турбины. При этом температура воздуха поступающего в камеру сгорания увеличивается, что приводит к снижению расхода топливного газа.

Вместе с тем, установка регенератора приводит к дополнительному сопротивлению по воздушному и газовому тракту. Это влечет уменьшение степени расширения в газовой турбине, рост температуры газов после газовой турбины, и как следствие, снижение мощности газотурбинной установки. Кроме того, установка регенератора приводит к необходимости реконструкции компоновки газоперекачивающего агрегата, установки регенератора и удаления уходящих газов. Все это требует дополнительных инвестиций.



где Т_т^r -температура газа перед КС;

L₀ - количество воздуха, необходимое для сжатия, 1 кг газа;

С_рг - теплоемкость газа при Т_т^r , С_рг =1,2 кДж/кгК;

q^в_кс = (Т₃ - Т₄) * С_рв; q^в_кс = (l 198 - 723) * 1,03 = 489,2 кДж/кг.

Количество эффективной энергии:

Н_е = H_t - з_мех - b * H_к; Н_е = 435,7 * 0,99 - 260,3 * 0,98 =192. кДж/кг.

Мощность, потребляемая компрессором;

N_к = G_в * h_k; N_k = 52,5 - 260,3 = 13702 кВт,

где G = 52,5 кг/с - из расчета 4.1.2.

Мощность газовой турбины:

N_T = (G_в + В_т) *h_T * з_мех ;

N_T = (52,5 + 0,753) *435,7 * 0,99 = 23202,3 кВт.

Полезная мощность ГТУ:

N_e = N_T - N_к; N_е = 23202 -13702 =9503 кВт.

Общее количество теплоты в камере сгорания:

Q_e = q_кс +q_с ; Qe = 489,2 + 64 = 552,2 кДж/кг.

Эффективный КПД ГТУ:

Годовая экономия топливного газа:

ДВ_Г =(В_т^бр-В_т^р)*ф; =(1,07-0,753)*5430*3600 = 6,2*10³ т/год,

где ф = 5430 =62% - относительное время работы агрегата. Таким образом, годовая экономия топливного газа от установки регенератора составит:

4.3 Гидравлический расчет магистрального газопровода

Расчет на 100% нагрузки.

h = 0,8 м глубина залегания магистрального газопровода.

t_r = 2,4°С среднегодовая температура грунта на глубине залегания.

t_нв= 5 °С температура наружного воздуха.

t_н = 33°С температура газа в начале расчетного участка газопровода

d₁= 1400 мм диаметр газопровода,

L= 120 км длина участка магистрального газопровода

P_н = 7.47 МПа начальное давление в газопроводе,

Q = 75 млн. м3/сут. суточная пропускная способность магистрального газопровода.

Таблица объемного состава топливного газа

Низшая теплота сгорания сухого газа Q_с = 8020 ккал/м³

Плотность газа r = 0,748 кг/м³

Определяем относительную плотность:

D =r/r_в

где: r_в = 1,206 кг/м³ - плотность воздуха

D =r/r_в =0,620

Принимаем за исходный участок первую нитку

L₀=L₁=L₂ = 120км.

Коэффициент расхода

Определяем пропускную способность каждого газопровода:

Q₁=Q*K_P1/K_P=75*1/1=75,0 млн.м³/сут.

Определяем среднюю температуру, °С:

T_ср =t_rp+((t_н- t_rp)/b)*(1-e^-b)

где:

t_н = 33°с -температура газа в начале расчетного участка газопровода

t_r= 2,4°с - среднегодовая температура грунта на глубине залегания .

К_m = 1,5 Вт/м2К * коэффициент теплопередачи от газа к грунту

D_н= 1400 мм - наружный диаметр газопровода

С_р = '2,178 Щ^к/кг*] теплоемкость газа;

t_cp=2,4+((33-2,4)/0,561)*(1-e(0,561))=25,82⁰C

Определяем среднее давление на участке трубопровода

Принимаем предварительно:

P_к= 5,60 МПа

Коэффициент сжимаемости газа:

Z=1-0,4273*P_пр*Т_пр^-3,668

где;

Определяем критическое давление смеси:

Р_кр=(92,7*46,45+2,2*4,94+0,8*4,404+0,22*3,619+0,15*3,34+0,2**3,391+1,1*3,55)/100=43,26 МПа

Определяем критическую температуру смеси;

Т_кр=(92,7*190,7+2,2*305,3+0,8*368,8+0,22*225+0,15*0,2*311+1,1*311)/100 = 193,3 К

z =1-0,4273*0,152 *1,563^-3,668 =0,987

Динамическая вязкость

Определяем режим движения:

Так как Q= 75,0 > Q_пер = 51,1 квадратичный режим движения

Коэффициент гидравлического сопротивления трения:

l_тр=0,067*(2К_э/d)^0'2 = 0,067*(2*0,05 /1400)^0.2 = 0,0099

К_э= 0.05 коэффициент эквивалентной шероховатости газопровода

Коэффициент гидравлического сопротивления:

l=1,05*l_mp=1,05*0,0099=0,01040

Определяем число Рейнольдса

R_e=1,81*10³*Q*D/(d*m)

R_e=1,81*10³*75*0,62/(1400*1,079*10^-6) = 55 716 271,7

Из основной формулы гидравлического расчета находим давление в конце газопровода:

где : к = 0,326*10^-6

Проверим погрешность при расчете конечного давления

d = (5,66-5,6)/5,66*100% = 1,1%

Так как d <2%, то расчет конечного давления закончен.

Расчет на 80% нагрузки.

Определим пропускную способность газопровода:

Q₈₀ = 0,8*75 = 60 млн.м³/сут.

Определяем пропускную способность каждого газопровода:

Q₁ = 0,8*k_p1/k_p = 60 * 1/1 =60,0млн.м³/сут.