Расчет рациональных характеристик работы ГРС

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) ;