Расчет рациональных характеристик работы ГРС

 

 

 

 

 

 

 

 

  

 

 

  

 

 

  

 

 

  

 

 

 

Курсовая  работа 

на тему «Расчет рациональных характеристик работы ГРС»

 

 

 

 

 

 

 

 

                                                              

СОДЕРЖАНИЕ

Введение……… ………………………………………………………………......3

1. Анализ производственных, технологических и обслуживающих процессов на газораспределительной станции………………………………………...........4  1.1. Узел переключения…………………………………………………………..6

1.2. Узел очистки газа…………………………………………………………….7

1.3. Узел предотвращения гидратообразования………………………………...8

1.4. Узел редуцирования……………………………………………………….....9

1.5. Узел одоризации…………………………………………………………….11

1.6. Устройство КИП и А………………………………………………………..12

1.7. Запорная арматура…………………………………………………………..14

1.8. Ремонтно-техническое обслуживание газораспределительной станции в процессе эксплуатации………………………………………………………….16

2. Расчетная часть………………………………………………………………..18

2.1.Проверочный гидравлический расчет газопровода-отвода……………….18

2.2.Проверочный механический расчет газопровода-отвода…………………26

Заключение……………………………………………………………………….28

Список используемых источников……………………………………………. 29

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ

Газораспределительная станция (ГРС) является основным объектом в системе магистральных газопроводов, функцией которой является понижение  давления газа в трубопроводе и его  подготовка для потребителя. Современные  ГРС - сложные, высокоавтоматизированные и энергоемкие объекты. Эксплуатация газопроводов может происходить  при различных режимах, смена  которых происходит при изменении  вариантов включения в работу агрегатов. При этом возникает задача выбора наиболее целесообразных режимов, соответствующих оптимальной загрузке газопровода. Назначение станции - понижение  рабочего давления до заданного значения. В работе рассматриваются параметры и технологические характеристики ГРС «Зеленоградск», принадлежащей филиалу ООО «Газпром – трансгаз Санкт-Петербург» [3]. Целью работы является изучение технологических процессов ГРС и ее особенностей, а также ее ремонтно-техническое обслуживание. Задача работы состоит в том, чтобы показать возможность контроля, без автоматизации ГРС, путем математических расчетов. Задача работы – произвести расчеты рабочих параметров ГРС, сравнить их с действительными показателями и определить эффективен ли данный метод.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. Технологические процессы на газораспределительной станции

Подключение ГРС к газопроводу-отводу высокого давления осуществляется через узел подключения, состоящего из входного и выходного газопроводов, отводных линий, соединяющих входные и выходные газопроводы и оснащенных запорной арматурой, предохранительных клапанов с трехходовыми кранами на каждом выходном газопроводе, изолирующих фланцев, свечей для стравливания газа на газопроводе высокого давления.

Каждая отводная линия оснащается двумя последовательно расположенными запорными устройствами (первое по ходу газа отключающее, второе - для ручного регулирования). В условиях нормальной эксплуатации ГРС запорные органы обводной линии должны быть закрыты.

На каждом выходном газопроводе должно быть не менее двух пружинных клапанов (предохранительных), равных по пропускной способности одной линии редуцирования при максимальном давлении газа на выходе ГРС. Узел очистки газа на ГРС предусмотрен для предотвращения попадания механических примесей (пыли, песка, продуктов коррозии внутренних поверхностей труб и т.п.) и жидкостей (газового конденсата, компрессорного масла, капельной влаги и т.п.) в технологическое и газорегуляторное оборудование и средства контроля и автоматики ГРС в целом.

Узел редуцирования давления газа в зависимости от пропускной способности ГРС состоит из четырех ниток редуцирования, две из которых являются резервными. Каждая линия редуцирования рассчитана на одну и ту же пропускную способность и оснащается редуцирующими дроссельными органами и отключающими запорными устройствами. Узел редуцирования должен обеспечивать автоматическое регулирование давления газа регуляторами давления прямого действия или с пилотным управлением, а также регулирующими клапанами, работающими в комплекте с пневматическими регуляторами.

Узел измерения и расхода газа, предназначен для учета отпускаемого газа потребителям из магистрального газопровода, оснащается самопишущими расходомерами в комплекте с сужающими устройствами. Предусматривается установка манометров и термометров (показывающих и регистрирующих) для измерения давления и температуры газа. Число замерных линий оснащенных диафрагмами и расходами определяют исходя из режимов работы и автоматизации обработки данных комплекса “Super FIO-IIE”.

Для обнаружения утечек газа и его наличие в воздухе вводят сильно пахнущие вещества - одоранты. В качестве одоранта в настоящее время используются вещества обладающие другим неприятным запахом, одоризация газа производится на выходном газопроводе из ГРС. Газ, поступающий бытовым потребителям, должен быть одорированным. Газ, поступающий на промышленные предприятия, может не подвергаться одоризации. Сигнальная норма концентрации газа в помещении должна составлять 1/5 нижнего предела взрывоопасности. Минимальное количество одоранта в газе должно быть таким, чтобы при сигнальной концентрации газа в помещении ощущался запах одоранта. Из этих условий рассчитана норма расхода одоранта. Она составляет 16 гр на 1000 м3 газа. Одоризацию следует проводить путем автоматического ввода одоранта, количество которого пропорционально расходу газа. Одоризационная установка обеспечивает пропорциональную подачу одоранта и предназначена для установки на ГРС пропускной способностью 3-350 тыс. м3/ч; установка автоматически осуществляет подачу одоранта в количестве пропорциональном расходу газа.

Оборудование ГРС включает в себя следующие блоки, узлы и устройства, приведенные в следующих разделах [2].

1.1. Узел переключения

Узел переключения ГРС предназначен для переключения потока газа высокого давления с автоматического на ручное регулирование давления по обводной линии, а также для предотвращения повышения давления в линии подачи газа потребителю с помощью предохранительной арматуры.

Узел переключения должен располагаться, как правило, в отдельном здании или под навесом, защищающим узел от атмосферных осадков.

Нормальное положение запорной арматуры на обводной линии - закрытое. Краны обводной линии должны быть опломбированы службой ГРС.

Рабочее положение трехходового крана, устанавливаемого перед предохранительными клапанами - открытое.

В процессе эксплуатации предохранительные клапаны должны опробоваться на срабатывание 1 раз в месяц, а в зимний период не реже одного раза в 10 дней, с записью в оперативном журнале.

Проверка и регулировка предохранительных клапанов должна производиться не реже двух раз в год в соответствии с графиком. Пределы настройки ППК 10-15% выше номинального давления.

Проверка и регулировка клапанов должна быть оформлена соответствующим актом, клапаны опломбированы и снабжены биркой с датой проверки и данными регулировки.

В зимний период эксплуатации проходы к арматуре, приборам, узел переключения должны быть очищены от снега [1].

Рис. 1.1. Узел переключения

1.2. Узел очистки газа

Узел очистки газа на ГРС служит для предотвращения попадания механических примесей и жидкостей в технологические трубопроводы, оборудование, средства контроля и автоматики станции и потребителей.

Для очистки газа на ГРС должны применяться различные конструкции пылеулавливающих устройств, обеспечивающих подготовку газа в соответствии с требованиями действующих в отрасли.

Технические данные пылеуловителя:

Давление рабочее - Р кгс/см2 до 55.

Давление расчетное - Р кгс/см2 - 65.

Давление пробное

при гидравлическом испытании - Р кгс/см2 - 69.

Температура рабочая

среды - оС - от 10 до 100.

Температура расчетная

среды - оС - 100.

Средняя температура наиболее

холодной пятидневки - оС -40.

Характеристика среды - взрывоопасная.

Дополнительное содержание механических примесей в газе - от 8 мг/нм3 до 100 мг/нм3.

Дополнительное содержание жидкости в газе - до 30 мг/нм3.

На ГРС для очистки газа от конденсата и влаги должны быть сооружены устройства для автоматического удаления жидкости в сборные емкости, из которых жидкость, по мере накопления, вывозится с территории ГРС.

Для обеспечения бесперебойной работы систем защиты, автоматического регулирования и управления импульсный и командный газ должен быть осушен и дополнительно.

При эксплуатации устройства осушки и очистки газа необходимо:

- периодически контролировать и очищать полости приборов и оборудования путем продувок;

- обеспечивать визуальный контроль состояния фильтрующих и поглотительных элементов устройства подготовки газа [1].

 

Рис. 1.2. Узел очистки газа

1.3. Узел предотвращения гидратообразования

Узел предотвращения гидратообразования предназначен для предотвращения обмерзания арматуры и образования кристаллогидратов в газопроводных коммуникациях и арматуре.

В качестве меры по предотвращению гидратообразования можно применять:

- общий или частичный подогрев газа;

- местный обогрев корпусов регуляторов давления;

- ввод метанола в газопроводные коммуникации.

Эксплуатация узлов подогрева газа или местного обогрева корпусов регуляторов давления осуществляется в соответствии с инструкцией завода-изготовителя и Правилами устройства и безопасной эксплуатации водогрейных и поровых котлов (с давлением не выше 0.07 кгс/см2).

При наличии узлов подогрева газа теплообменник, трубопроводы и арматура должны быть защищены тепловой изоляцией.

Ввод метанола в коммуникации ГРС осуществляется оператором или персоналом службы ГРС по распоряжению диспетчера ЛПУМГ.

Эксплуатация метанольных установок производится в соответствии с Инструкцией о порядке получения от поставщиков, перевозки, хранения, отпуска и применения метанола на объектах газовой промышленности [1].

Рис. 1.3. Узел предотвращения гидратообразования

1.4. Узел редуцирования

Узел редуцирования предназначен для снижения и автоматического поддержания заданного давления газа, подаваемого потребителям.

На ГРС редуцирование газа осуществляют:

двумя линиями редуцирования одинаковой производительности, оснащенными однотипной запорно-регулирующей арматурой (одна нитка рабочая, а другая - резервная).

Условный диаметр прохода регулятора давления или регулирующего клапана должен соответствовать фактической производительности с учетом числа линий редуцирования.

Включение и отключение регулятора должно выполняться в соответствии с инструкцией по эксплуатации на данный тип регулятора давления.

Для обеспечения нормальной работы регуляторов давления необходимо следить за давлением задания, степенью очистки командного газа, отсутствием посторонних шумов в регуляторе, а также за отсутствием утечек в соединительных линиях обвязки регулятора.

Регуляторы давления предназначены для снижения высокого давления газа и автоматического поддержания давления на заданном значении.

Регуляторы давления применяют на ГРС, газовых промыслах, установках очистки, осушки газа и других объектах газовой промышленности.

Регуляторы давления состоят из трех основных узлов:

исполнительного устройства, усилителя, регулятора перепада.

Принцип работы регуляторов давления состоит в том, что газ высокого давления из подводящего газопровода поступает в полость исполнительного устройства, проходит через зазор, образуемый затвором и седлом, и редуцируется.

Величина выходного давления устанавливается настройкой усилителя.

Отклонение выходного давления, возникающее в результате изменения газопротребелния или входного давления, воспринимается чувствительным элементом усилителя (мембраной) и с помощью планового устройства усилителя преобразуется в пневматический сигнал (повышение или понижение управляющего давления), поступающий в полость привода исполнительного устройства.

Процесс автоматического поддержания выходного давления в заданных пределах осуществляется следующим образом: повышение выходного давления вызывает перемещение подвижной системы усилителя, состоящей из двух жестко связанных мембран, вверх за счет нарушения равновесия действующих на нее сил - усилия пружины, с одной стороны и выходного давления - с другой.

При этом сбросное седло  отходит от клапана, что приводит к стравливанию некоторого количества газа из полости ”В” и полости  привода исполнительного устройства.

Управляющее давление снизиться, и затвор под действием возвратной пружины пойдет на закрытие.

В результате этого расход газа через регулятор уменьшится, что приведет к восстановлению величины выходного давления в заданных пределах.

При уменьшении выходного давления регулятор работает в обратном порядке.

При применении системы защитной автоматики каждая линия редуцирования должна быть оборудована кранами с пневмоприводами, используемыми в качестве исполнительных механизмов.

Линии редуцирования газа должны быть оборудованы сбросными свечами [1].

Рис. 1.3 . Узел редуцирования

1.5.   Узел одоризации

Узел одоризации предназначен для придания запаха газу, подаваемому потребителю с целью своевременного обнаружения по запаху его утечек. Газ подается потребителям в соответствии с ГОСТ 5542-87.

Среднегодовая норма вводимого в газ одоранта (этилмеркаптан или смесь природных меркаптанов) установлена 16 г (19.1 см3) на 1000 м3 (при температуре 0оС и давлении 760 мм рт.ст.).

Расход одоранта должен ежедневно фиксироваться в журнале оператора ГРС, а при централизованной форме обслуживания 1 раз в 2 недели в журнале службы ГРС или ремонтно-технической группы и в конце месяца передаваться диспетчеру ЛПУМГ.

Слив одоранта в подземную и расходную емкости из бочек должен производиться только закрытым способом, специально обученным персоналом, бригадой не менее трех человек. Запрещается применять открытые воронки для перелива одоранта.

Одорант, пролитый на пол или землю, должен быть немедленно нейтрализован раствором хлорной извести, гипохлорита натрия или марганцево-кислого калия. После обработки нейтрализующим веществом землю следует перекопать и вторично полить нейтрализующим раствором.

В целях предупреждения воспламенения пирофорного железа, образующегося при просачивании этилмеркаптанов, необходимо периодически проводить внешний осмотр оборудования, соединительных линий, кранов, вентилей и обеспечивать их полную герметизацию.

Запрещается переобвязка одоризационных установок и емкостей с отступлением от проекта без согласования с проектными организациями [1].

 

Рис. 1.4. Узел одоризации газа

1.6. Устройство КИП и А

Устройство КИП и А предназначены для определения и контроля параметров транспортируемого газа и оперативного управления технологическим процессом.

Комплекс средств автоматики и контроля на ГРС обеспечивает:

- редуцирование газа до заданного значения;

- учет расхода газа;

- автоматическую защиту подогревателей газа, водогрейных котлов систем подогрева и отопления;

- автоматику горения и безопасность подогревателей газа, водогрейных котлов систем подогрева отопления и вентиляции;

- аварийно-предупредительную сигнализацию по давлению, температуре, одоризации, связи, энергоснабжения;

- автоматический сброс жидкости из установок очистки;

- охранную и пожарную сигнализацию;

- лимитированный отбор газа потребителями;

- автоматическую защиту потребителей от превышения номинального давления в низких сетях.

Отключать устройства автоматики и сигнализации разрешается на период выполнения ремонтных и наладочных работ только по распоряжению лица, ответственного за эксплуатацию ГРС, с регистрацией в журнале оператора.

Служба ГРС ЛПУМГ должна иметь паспорта, аттестаты, технические описания на все находящиеся в эксплуатации устройства автоматики и КИП.

Запрещается эксплуатация контрольно-измерительных приборов с просроченным сроком проверки.

Системы защиты ГРС от превышения или понижения давления выполняются в виде специальных пневмоавтоматических устройств или с помощью специально настраиваемых регуляторов давления, последовательно включенных на каждой рабочей и резервной линии редуцирования.

Работы по устранению неисправностей в цепях автоматики должны производиться только в соответствии с действующей технической документацией.

Приборы и системы контроля, защиты, управления, регулирования и учета газа должны питаться от блоков осушки и очистки газа, обеспечивающих бесперебойную и надежную работу приборов [1].

Рис. 1.5. Устройство КИП и А

1.7. Запорная арматура

Запорная арматура предназначена для отключения технологических трубопроводов, аппаратов и сосудов.

В процессе эксплуатации арматура, в соответствии с графиком и инструкцией, должна систематически опробоваться для определения герметичности запорного узла, степени легкости и плавности хода затвора.

Открытие запорной арматуры должно производиться полностью до упора с нормальным усилием одного человека. Запрещается применение для открытия запорной арматуры рычагов в виде труб, крючков, ломов.

Профилактический осмотр запорной арматуры производится в процессе эксплуатации ГРС: при нейтрализованной форме обслуживания - при каждом посещении ГРС, а при периодической, надомной или вахтенной формах обслуживания - один раз в неделю.

Все краны задвижки и вентили должны иметь:

- надписи с номерами согласно технологической схеме;

- указатели направления открытия и закрытия; указатели направления движения газа (жидкости).

Для создания герметичности закрытого крана и облегчения поворота пробки при открытии необходимо периодически производить набивку смазки кранов, участвующих в технологических переключениях [1].

 

1.8. Ремонтно-техническое обслуживание газораспределительной станции в процессе эксплуатации

Ремонтно-техническое обслуживание ГРС в процессе эксплуатации осуществляется персоналом службы ГРС.

Периодическое техническое обслуживание ГРС заключается в выполнении комплекса операций на действующем оборудовании, системах и приборах в соответствии с заводскими и производственными инструкциями.

Периодическое техническое обслуживание ГРС осуществляется оператором каждую смену. На ГРС с вахтенной формой обслуживания для производства различных ремонтных работ привлекается оперативно-дежурный персонал ГРС.

Все ремонтные работы на ГРС производятся в соответствии с инструкцией по ведения огневых и газоопасных работ.

Работы текущего ремонта производятся на действующем оборудовании без стравливания газа.

К текущему ремонту относятся: промывка, протирка, смазка частей и набивка сальников запорных кранов, задвижек; покраска корпуса, опрессовка и регулировка на заданное давление предохранительных клапанов; покраска наружных поверхностей трубопроводов, оборудования, арматуры и систем; устранение подтеков жидкости в запорной арматуре пылеуловителей; частичный ремонт и покраска фундаментов, ограждений [3].

Периодичность и содержание работ по ремонту и ремонтно-техническому обслуживанию устанавливаются “Положением о планово-предупредительном ремонте линейной части и технологического оборудования магистральных газопроводов” и “Положением о планово-предупредительном ремонте средств измерений и автоматики”.

“Положением о ППР” устанавливаются для оборудования и систем ГРС виды ремонтов:

- плановый осмотр;

- текущий ремонт.

Объем и графики ремонтов и осмотров устанавливаются ежегодными планами.

Плановый осмотр - комплекс ремонтно-профилактических работ по контролю технического состояния оборудования, выявлению и устранению неисправностей и отклонений от нормы установленных пределов (режима) работы всего комплекса оборудования и КИП и А, связанный с включением и выключением отдельных единиц оборудования, разборкой простейших подстроечно-регулировочных работ.

Текущий ремонт - вид ремонта, при котором обеспечивается нормальная эксплуатация оборудования (систем) до очередного планового ремонта. Во время текущего ремонта устраняют неисправности заменой или восстановлением отдельных составных частей (быстроизнашивающихся деталей), а также выполняют регулировочные работы. Кроме того при текущем ремонте обязательно проверяется техническое состояние остальных составных частей с устранением обнаруженных неисправностей.

Ремонтно-техническое обслуживание, связанное с необходимостью отключения ГРС, необходимо проводить в период наименее интенсивного отбора газа [3].

 

 

 

 

 

 

 

 

  2. Расчеты

Для контроля внутренней среды трубопровода, его герметичности, входного давления и многих других параметров возможно использование не только технических  средств. Также возможен контроль  способом математических расчетов.

Для данных расчетов используем данные филиала ООО «Газпром-трансгаз Санкт  – Петербург» Калининградского ЛПУМГ  о газопроводе ДУ-200 и ГРС «Зеленоградск» [3].

2.1 Проверочный гидравлический расчет газопровода-отвода

Цель расчета: Проверка давления на входе в газораспределительную станцию.

          Таблица 2.1.1

Исходные данные

Пропускная способность, qсут, млн. м3/сут.	8,4
Начальное давление участка газопровода, Рн , МПа	2,0
Конечное давление участка газопровода, Рк , МПа	1,68
Длина участка газопровода, L, км	5,3
Диаметр участка газопровода, dн х d,мм	530 х 11
Среднегодовая температура грунта на глубине залегания газопровода, tгр, 0С	11
Температура газа в начале участка  газопровода, tн , 0С	21
Коэффициент теплопередачи от газа к грунту, k, Вт /(м2×0С)	1,5
Теплоемкость газа, ср, ккал/(кг×°С)	0,6
Состав газа	[таблица 2]

 

Таблица 2.1. 2

Состав и основные параметры компонентов транспортируемого газа

Компонент	Химическая формула	Концентрация в долях единицы	Молярная масса, кг/кмоль	Критическая температура, К	Критическое давление, МПа	Динамическая вязкость, кгс·с/м2х10-7
Метан	СН4	0,927	16,043	190,5	4,49	10,3
Этан	С2Н6	0,022	30,070	306	4,77	8,6
Пропан	С3Н8	0,008	44,097	369	4,26	7,5
Бутан	С4Н10	0,022	58,124	425	3,5	6,9
Пентан	С5Н12	0,021	72,151	470,2	3,24	6,2

 

Для выполнения гидравлического расчета предварительно выполняем расчет основных параметров газовой смеси.

Определяем молекулярную массу газовой смеси, М см , кг/кмоль

 

 

где а1, а2, аn - объемная концентрация, доли единиц, [таблица 2.1.2];

М1, М2, Мn - молярная масса компонентов, кг/кмоль, [таблица 2.1.2].

 

Мсм = 0,927 ·16,043 + 0,022 · 30,070 + 0,008 · 44,097 + 0,022 · 58,124 +

+ 0,021 · 72,151 = 18,68 кг/кмоль

 

Определяем плотность смеси газов, ρ, кг/м3,

 

 

где М см - молекулярная масса, кг/моль;

22,414 - объем 1 киломоля (число Авогадро), м3/кмоль.

 

 

Определяем плотность газовой смеси по воздуху, Δ,

 

 

где r - плотность газа, кг/м3;

1,293 - плотность сухого воздуха, кг/м3.

 

Определяем динамическую вязкость газовой смеси, mсм , кгс·с/м2

 

 

где m1, m2, mn, - динамическая вязкость компонентов газовой смеси, кгс·с/м2, [таблица 2];

 

 

Определяем критические параметры газовой смеси, Ткр.см. , К

 

 

где Ткр1, Ткр2, Ткрn - критическая температура компонентов газовой смеси, К, [таблица 2.1.2];

 

 

 

где Ркр1, Ркр2, Ркрn - критическое давление компонентов смеси, МПа, [таблица 2];

 

 

 

Определяем среднее давление газа на участке газопровода, Рср ,МПа

 

 

 

где Рн - начальное давление на участке газопровода, МПа;

Рк - конечное давление на участке газопровода, МПа.

 

 

 

Определяем среднюю температуру газа по длине расчетного участка газопровода, tср ,°С,

 

 

 

 

 

 

где tн - температура газа в начале расчетного участка, °С;

dн - наружный диаметр участка газопровода, мм;

l - длина участка газопровода, км;

qсут – пропускная способность участка газопровода, млн.м3/сут;

D - относительная плотность газа по воздуху;

Ср - теплоемкость газа, ккал/(кг×°С);

k- коэффициент теплопередачи от газа к грунту, ккал/(м2×ч×°С) ;