Организация газоснабжения населенных пунктов

Организация газоснабжения населенных пунктов

Введение

К важнейшим целям и приоритетам перспективного развития газовой промышленности относятся: увеличение доли природного газа в суммарном производстве энергетических ресурсов и расширение его использование в экологически неблагоприятных промышленных центров, а также для газификации села; поддержание экспортного потенциала, его расширение, продвижение казахстанского газа на новые рынки; поддержание взаимовыгодного сотрудничества РК со странами СНГ в области поставок газа и развития газовой промышленности глубокая переработка и комплексное использование углеводородного сырья.

Поддержание существующего объема добычи газа и его прирост могут быть обеспечены за счет Карачаганакского и Мангистауского месторождений, которые в настоящее время обеспечивают около 90% добычи газа РК.

В последние годы продолжает бурно развиваться газовая промышленность и на ее основе осуществляется широкая газификация городов, поселков и сельских населенных пунктов.

В целях повышения надежности газоснабжения, а также полной газификации левобережной части Западно-Казазстанской области, ведется строительство нового 20-ти дюймового трубопровода общей протяженностью 190 км, по которому будет осуществляться транспортировка очищенного газа с Карачаганакского НКГМ в г. Уральск.

Широкий размах работ по газификации определил необходимость создания такой отрасли - как газовое хозяйство, основой которого являются газовые сети и установки для регулирования давления и сжигания газа. Газовые сети представляют собой сложную инженерную систему, подтверждаемую гидравлическими расчетами.

1. Обоснование темы проекта

.1 Характеристика транспортируемого газа

В настоящее время для газоснабжения используются в основном природные газы. Природные газы имеют сложный многокомпонентный состав. В соответствии с условиями образования природного газа его месторождения подразделяют на три группы:

газы, добываемые из чисто газовых месторождений, состоящих в основном из метана (82……98%);

газы газоконденсатных месторождений, содержащих80…95% метана и паров конденсата (тяжелых углеводородов);

газы нефтяных месторождений (попутные газы) содержат 30…70% метана и значительное количество углеводородов.

Для выполнения гидравлического и теплового расчета газопроводов и расчета режимов работы компрессорных станций необходимо знать основные свойства природных газов: плотность, вязкость, газовую постоянную, псевдокритические температуру и давление, коэффициент сжимаемости, теплоемкость, эффект Джоуля-Томпсона.

.2 Расчет свойств природного газа

Исходные данные:

Компонентный состав:

Метан СН₄ - 98,241 Об %;

Этан С₂Н₆ - 0,456 Об %;

Пропан С₃Н₈ - 0,180 Об %;

Изобутан iС₄Н₁₀ - 0,035 Об %;

Нормальный бутан nС₄Н₁₀ - 0,043 Об %;

Изопентан iС₅Н₁₂ - 0,011 Об %;

Нормальный пентан nС₅Н₁₂ - 0,008 Об %;

Двуокись углерода СО₂ - 0,030 Об %;

Азот N₂ - 0,986 Об %.

Определяем молярную массу по формуле:

М = а₁ ^. М₁ + а₂ ^. М₂ +… + а_n ^. М_n = 0,98241 ^. 16,04 + 0,00456 ^. 30,07 + 0,00180 ^{. .}44,09 + 0,00035 ^. 58,12 + 0,00043 ^. 58,12 + 0,00011 ^. 72,15 + 0,00008 ^. 72,15 + 0,0003 ^. 64,07 + 0,00986 ^. 28,02 = 16,329 кг/кмоль, (1.6)

где а_1, а_{2 …} а_n - объёмные концентрации компонентов смеси;

М_1, М_{2 …} М_n - молярные массы компонентов смеси.

Определяем газовую постоянную природного газа по формуле:

 (1.7)

где  - универсальная газовая постоянная;

=8314,3 Н ^.м/(кмоль^.К).

Определяем плотность природного газа при 0^оС и давлении 0,1013 МПа (нормальные условия) по формуле:

 (1.8)

где 22,41 - объём одного моля любого газа при нормальных условиях.

Определяем относительную плотность природного газа по формуле:

 (1.9)

где =1,293 кг/м³ - плотность воздуха при нормальных условиях.

Определяем плотность природного газа при стандартных условиях по формуле:

 (1.10)

где z=z₁=1; Р=Р₁=0,1013 МПа; Т₁=273,15 К, Т₂=293,15 К,

где Р и Р₁ - абсолютные давления газа;

Т и Т₁ - абсолютные температуры газа;

z и z₁ - коэффициенты сжимаемости газа соответственно при двух состояниях;

- плотность газа при нормальных условиях (Т₁=273,15 К, Р₁=0,1013 МПа).

Определяем псевдокритическую температуру и давление природного газа по формулам:

Т_пк = а₁ ^. Т_кр1 + а₁ ^. Т_кр2 +… + а_n ^. Т_крn= 0,98241 ^. 190,68 + 0,00456 ^. 305,75 + 0,00180 ^{. .}370,0 + 0,00035 ^. 407,15 + 0,00043 ^. 425,17 + 0,00011 ^. 460,9 + 0,00008 ^. 460,9 + +0,0003 ^. 133,0 + 0,00986 ^. 126,26 = 191,083 К (1.11)

Р_пк = а₁ ^. Р_кр1 + а₁ ^. Р_кр2 +… + а_n ^. Р_крn= 0,98241 ^. 4,52 + 0,00456 ^. 4,88 + 0,00180 ^. 4,34+ + 0,00035 ^. 3,77 + 0,00043 ^. 3,75 + 0,00011 ^. 3,29 + 0,00008 ^. 3,29 + 0,0003 ^. 7,28 + +0,00986 ^. 3,45 = 4,51 Мпа (1.12)

где Т_кр1 и Р_кр1 - абсолютные критические температуры и давления компонентов смеси.

В соответствии с ОНТП 51-1-85 псевдокритические параметры природного газа могут быть определены по формулам:

 (1.13)

 (1.14)

 (1.15)

где  - плотность газа (кг/м³) при стандартных условиях.

Отличие результатов расчётов по точным и эмпирическим формулам составляет 0,7% для псевдокритических давления и температуры, что вполне приемлемо для технических расчётов.

Определяем коэффициент сжимаемости природного газа z по формуле:

 (1.16)

;.

Определяем коэффициент динамической вязкости для природного газа по формуле:

(1.17)

Определяем теплоёмкость природного газа по формуле:

 (1.19)

Определяем теплотворную способность влажного газа. Определим теплотворную способность сухого газа по формуле:

 (1.20)

где  - молярная доля первого компонента в составе сухого газа;

Q_н1 - низшая теплота сгорания первого компонента.

Влагосодержание природного газа имеющего точку росы Т_т.р.=270 К

при давлении Р=5,5 Мпа по графику в зависимости от давления и температуры равно .

По формуле:

 (1.21)

Плотность влажного газа по формуле:

 (1.22)

Находим низшую теплотворную способность влажного газа по формуле:

 (1.23)

1.3 Характеристика газопровода отвода к ГРС

За начало трассы газопровода-отвода к .п. Новопавловка принят 97 км магистрального газопровода Карачаганак-Уральск.

Трасса газопровода-отвода будет проложена с северной стороны дороги Аксай-Уральск в 75 м от нее по пахотным землям бывшего колхоза им Чапаева Теректинского районаЗападно-Казахстанской области, пересекая эту дорогу.

Типы систем распределения газа.

В городскую систему распределения газа входят следующие сооружения: городские распределительные газопроводы всех давлений и назначений, газораспределительные станции (ГРС), газорегуляторные пункты (ГРП), устройства связи и телемеханизации и подсобные сооружения, служащие для нормальной эксплуатации системы. Основными требованиями, которым должны удовлетворять все системы распределения газа, являются надежность и бесперебойность газоснабжения, безопасность, простота и удобство эксплуатации, возможность поочередных строительства и ввода в эксплуатацию, максимальная однотипность сооружений и монтажных узлов, минимальные материальные, капитальные вложения и эксплуатационные расходы.

В зависимости от числа ступеней перепада давления газа в газопроводах системы газоснабжения городов и населенных пунктов делятся на одно-, двух- трех- и многоступенчатые:

) одноступенчатая (рис. 1.1) система газоснабжения, при которой распределение и подача газа потребителям осуществляются по газопроводам только одного давления, как правило, низкого. Она может быть рекомендована для населенных пунктов и небольших городов, присоединяемых к магистральным газопроводам, а также для поселков при автономном газоснабжении, когда в качестве источника газа выступают местные газовый, коксогазовый или нефтеперерабатывающий заводы, станции смешения паров сжиженных углеводородных газов (СУГ) с воздухом, биогазовые или газогенераторные установки. При последнем решении в схему (рис. 1) вместо магистрального газопровода и ГРС включены завод, станция смешения паров СУГ с воздухом и газогенераторная установка.

Рисунок 1.1 Схема одноступенчатой системы распределения газа.

. Магиагистральный газопровод; 2 - ГРС; 3 - кольцевые газопроводы; 4 - ответвления к потребителям; 5 - тупиковые газопроводы.

) двухступенчатая система (рис. 1.2) обеспечивает распределение и подачу газа потребителям по газопроводам двух категорий: среднего и низкого или высокого и низкого давлений. Эта система может быть рекомендована для городов с большим числом потребителей, размещенных на значительной территории, и получающих газ от магистральных газопроводов;

Рисунок 1.2 - Схема двухступенчатой системы распределения газа

1. Магистральный газопровод высокого давления; 2. ГРС; 3. крупные потребители; 4. городские ГРП, питающие газопроводы низкого давления; 5. газопроводы среднего давления; 6. кольцевые газопроводы низкого давления; 7. ответвления к потребителям; 8. и 9. тупиковые газопроводы (8 -низкого давления, 9 - среднего давления).

Рисунок 1.3- Схема трехступенчатой системы распределения газа.

. магистральный газопровод; 2 . ГРС; 3 . газопроводы высокого давления (до 1,2 МПа); 4 . промышленные предприятия, которым по технологии требуется газ высокого давления; 5 . ГРП, ограничивающий давление газа в газопроводах среднего давления; 6 . газопроводы среднего давления; 7 . ответвления к потребителям на газопроводах низкого давления; 8 . газопроводы низкого давления; 9 . крупные потребители газа, присоединяемые к газопроводам среднего давления; 10 . городские ГРП, питающие газопроводы низкого давления.

) трехступенчатая (рис. 1.3) система газоснабжения, где распределение и подача газа потребителям осуществляется по газопроводам трех категорий давления: низкого, среднего и высокого. Эта система может быть рекомендована для больших городов.

) многоступенчатая система обеспечивает распределение газа по газопроводам четырех давлений: высокого I категории (до 1,2 МПа;) и: II категории (до 0,6 МПа), среднего (до 0,3 МПа) и низкого (до 500 КПа). Эта система может быть рекомендована для крупных городов с большим числом промышленных потребителей, в которых по характеру застройки и режиму потребления газа целесообразно применять не одну из указанных выше систем, а одновременно несколько. Связь между газопроводами различного давления, входящими в систему газоснабжения, должна предусматриваться только через ГРП или ГРУ.

Каждая из перечисленных выше систем газоснабжения в зависимости от характера планировки и плотности застройки города может быть кольцевой, тупиковой или смешанной, разветвленной или комбинированной. Предпочтительны кольцевая и смешанная системы газоснабжения, так как они обеспечивают наиболее равномерный режим давления во всех точках отбора газа из распределительных газопроводов, а также повышают надежность газоснабжения.

Классификация, трассировка газопроводов и нормы давления.

Газопроводы систем газоснабжения согласно СНиП 2.04.08-87* в зависимости от давления транспортируемого газа классифицируются следующим образом;

газопроводы высокого давления I категории (при рабочем давлении газа свыше 0,6 до 1,2 МПа включительно)

газопроводы высокого давления II категории (при рабочем давлении газа свыше 0,3 до 0,6 МПа);

газопроводы низкого давления (при рабочем давлении газа до 500 КПа включительно. Давление газа перед бытовыми газовыми приборами следует принимать в соответствии с паспортными данными приборов, но не более 300 даПа).

Газопроводы, входящие в систему газоснабжения, классифицируются по следующим показателям:

по назначению в системе газоснабжения - распределительные газопроводы-вводы, вводные, продувочные, сбросные, импульсные, межпоселковые;

по виду транспортируемого газа - природного газа, попутного газа и СУГ;

по местоположению относительно планировки населенных пунктов - наружные (уличные, внутриквартальные, дворовые, межцеховые) и внутренние-(внутри зданий и помещений);

- по местоположению относительно поверхности земли - подземные (подводные), надземные (надводные), наземные;

по материалу труб - металлические (стальные, медные и др.) и неметаллические (полиэтиленовые и др.).

Распределительные газопроводы обеспечивают подачу газа от источников газоснабжения до газопроводов-вводов, а также газопроводы высокого и среднего давления, предназначенные для подачи газа к одному объекту (ГРП, промышленное предприятие, котельная и т. п.).

Газопроводе м-в водом является газопровод от места присоединения к распределительному газопроводу до отключающего устройства на вводе.

Вводным газопроводом следует считать участок от отключающего устройства на вводе в здание (при установке отключающего устройства снаружи здания) до внутреннего газопровода, включая проложенный в футляре через стену здания.

Межпоселковыми являются распределительные газопроводы, прокладываемые вне территории населенных пунктов.

Внутренним называют участок газопровода от газопровода-ввода (при установке включающего устройства внутри здания) или от вводного газопровода до места подключения прибора, теплоагрегата и др.

Трасса газопровода - линия, определяющая направление газопровода, в каждой его точке. Эта линия, нанесенная на план улицы или местности, называется планом трассы.

Рисунок 1.4 Пример трассировки газопровода на плане проезда

Подземные газопроводы

Минимальные расстояния по горизонтали от подземных газопроводов до зданий и сооружений следует принимать в соответствии с требованиями СНиП 2.07.01-86. Допускается уменьшение до 50% указанных в СНиПе расстояний для газопроводов делением до 0,6 МПа при прокладке их между зданиями к под арками зданий, в стесненных условиях на отдельных участках трассы, а также от газопроводов давлением свыше 0,6 МПа до отдельно стоящих нежилых к подсобных строений. В этих случаях на участках сближения и по 5 м в каждую сторону от этих участков следует применять бесшовные или электросварные трубы, прошедшие 100%-ный контроль заводского сварного соединения неразрушающими методами (рентгено - или гаммаграфированием), или электросварные трубы, проложенные а футляре.

При проектировании совмещенных прокладок газопроводов с давлением до 0,3 МПа в общей траншее с другими подземными коммуникациями следует учитывать требования нормативных документов по проектированию этих коммуникаций. Допускается укладка двух и более газопроводов в одной траншее на одном или разных уровнях (ступенями). При этом расстояния между газопроводами в свету должны быть достаточными для монтажа и ремонта трубопроводов.

Газопроводы в местах прохода через наружные стены зданий (фундаменты) следует заключать в футляры диаметром не менее чем на 100-200 мм больше диаметра газопровода. Пространство между футляром и стенкой необходимо тщательно заделывать на всю толщину пересекаемой конструкции.

При прокладке газопроводов в скальные грунтах и грунтах

включением шлака, строительного мусора, перегноя, я также В грунтах с небольшой несущей способностью (менее 0,025 МПа) необходимо предусматривать устройство основания из мягкого или песчаного грунта, не содержащего крупных включений, толщиной не менее 10 см (над выступающими неровностями основания). Засыпать газопровод следует таким же грунтом на полную глубину траншеи, В грунтах с несущей способностью менее 0,025 МПа дно траншеи допускается усиливать путем подкладки антнсептированных деревянных, бетонных брусьев, устройства свайного основания или втрамбовывания щебня либо гравия.

Надземные газопроводы

Надземные газопроводы всех давлений следует прокладывать на отдельно стоящих опорах, эстакадах и колоннах из негорючих материалов, а также по стенам зданий. В частности, по стенам производственных зданий с помещениями категорий В-Д (газопроводы давлением до 0,6 МПа); общественных зданий и жилых домов не ниже III-IIIа степени огнестойкости (газопроводы давлением до 0,3 МПа); общественных зданий и жилых домов IV-V степени огнестойкости (газопроводы низкого давления, как правило, с Dу не более 50 мм).

Запрещается прокладка газопроводов всех давлений по зданиям со стенами из панелей с металлической обшивкой и полимерным утеплителем, по зданиям категорий А и Б, транзитная прокладка по стенам детских учреждений, больниц, школ и зрелищных предприятий, а газопроводов среднего и высокого давления - по стенам жилых домов.

Допускается прокладка на отдельно стоящих опорах, колоннах и эстакадах газопроводов с трубопроводами другого назначения согласно СНиП II-89-80, если обеспечивается свободный доступ для их осмотра и ремонта. При достаточной несущей способности газопроводов низкого или среднего давления к ним можно крепить трубопроводы другого назначения. Совместная прокладка на одних опорах газопроводов и постоянных или временных электрических линий не допускается, за исключением проложенных в стальные трубах, бронированных кабелей, а также кабелей диспетчеризация и сигнализация, предназначенных для обслуживания газопроводов.

Прокладка газопроводов по железнодорожным и автомобильным мостам осуществляется в соответствии с требованиями СНиП 2.05.03-84 в местах, исключающих возможность скопления газа (в случае его утечки) в конструкциях моста. Газопроводы, подвешиваемые к мостам, должны предусматриваться из стальных бесшовных или прямо шовных труб, изготовленных электродуговой сваркой, и иметь компенсирующие устройства. Газопроводы, проложенные по металлическим и железобетонным мостам, плотинам и другим гидротехническим сооружениям, необходимо электрически изолировать от металлических частей этих сооружении.

Расстояния между опорами надземных газопроводов определяются расчетом» Узлы и детали крепления газопроводов должны выполняться по рабочим чертежам типовых конструкций.

.4 Пересечение газопроводами преград различного назначения

Пересечение газопроводами водных преград (протоков) может быть осуществлено несколькими способами: подвеской к конструкциям существующих мостов; строительством специальных мостов; использованием несущей способности самих труб с устройством из них арочных переходов и прокладкой газопроводов под водой (дюкеров).

Наиболее простой и экономичной является подвеска газопроводов к конструкциям существующих автострадных или пешеходных металлических и железобетонных мостов. Этот способ, однако, применяют редко как из-за отсутствия мостов в необходимых для переходов местах, так и из-за небезопасности этого способа, особенно при прокладке газопроводов высоких давлений, Допускается подвеска на автострадных и пешеходных мостах только газопроводов с давлением до 0,6 МПа, Прокладка газопроводов любых давлений и назначений на железнодорожных мостах, как небезопасная не разрешается вообще.

Подвеска газопроводов к конструкциям существующих мостов должна обеспечивать свободный доступ к их осмотру и ремонту, компенсацию напряжений, возникающих за счет резкого суточного и сезонного колебания температур наружного воздуха, и (безопасное рассеивание в атмосфере возможных утечек газа. Не рекомендуется прокладывать газопроводы в каналах и других емкостях мостов, даже при наличии вентиляции последних. При необходимости подвески к мостам газопроводов влажного газа их необходимо утеплить; при этом тип и толщина изоляции должны предотвращать возможность замерзания конденсирующейся влаги.

Сооружать специальные мосты для прокладки газопроводов обычно целесообразно через реки с большими скоростями течения (выше 2 м/с), с частыми и бурными паводками, неустойчивыми руслами и берегами и при одновременном использовании этих мостов для пешеходного и автомобильного транспорта или прокладки по ним других сооружений. В противном случае более экономичны арочные переходы, выполненные из самих газопроводных труб, с опорными системами, заделанными в береговые бетонные устои.

В городах наиболее применима прокладка газопроводов под водой -дюкеров.

Рисунок 1.5 Схема подводного перевода - дюкера: 1 - основной газопровод; 2 - дюкер; 3 - балластировочные груза; 4 -колодец с отключающими задвижками.

Трассу дюкера необходимо располагать на прямолинейном участке реки с устойчивыми руслом и берегами и пересекать реку под углом 90^о к прямолинейному участку. Желательно, чтобы русло и берега реки были сложены мягкими грунтами, не требующими применения взрывных работ для рыхления. При встрече со скальными породами переход необходимо располагать на расстоянии 150--200 м от сооружений на реке и берегах. При выборе трассы перехода следует набегать рукавов и протоков, а также участков рек с оползневыми явлениями и неустойчивыми, подвергающимися интенсивному размыву берегами; заболоченных или очень крутых обрывистых берегов.

Число ниток перехода зависит от степени ответственности перехода, принятой системы распределения газа и других местных условий.

Если переходы входят в систему основных газопроводов, снабжающих газом город в целом или значительную часть его, и если авария или ремонтные работы на таких переходах приводят к длительному или даже кратковременному перебою в подаче газа. то число ниток должно быть не менее двух. Пропускная способность каждой нитки - не менее 70% от пропускной способности подводящих газопроводов. К двухниточным переходам следует прибегать и тогда, когда через дюкеры получают газ отдельные промышленные предприятия или их группы, для которых перерывы в подаче газа грозят остановкой предприятия, выходом из строя оборудования или порчей дорогостоящей продукции (металлургические и стекольные заводы, электростанции), особенно те предприятия, которые не могут быть переведены быстро на другие виды топлива, а также химические предприятия, для которых газ служит и сырьем, и топливом.

Однониточные переходы могут применяться при кольцевых системах газоснабжения в том случае, если при ремонте дюкера потребители могут получать газ из других газопроводов, а также при подаче газа отдельным потребителям, способным без значительного ущерба перейти на другие виды топлива.

Подводные переходы, по которым транспортируют влажный газ, для стока конденсата необходимо прокладывать с уклонами в сторону одного или обоих берегов в зависимости от ширины водной преграды и объема земляных работ, В низших точках переходов должны быть установлены сборники конденсата, снабженные трубками, выведенными на дневную поверхность под ковер, для удаления жидкости с помощью насосов или вакуум - цистерн. При давлении влажного газа, превышающем гидростатическое давление максимально возможного столба воды, сборники конденсата можно устанавливать как на берегах, так и в любой другой наиболее заглубленной точке подводного перевода, включая фарватер.

При транспортировании через подводный переход осушенного газа возможно несколько решений, зависящих от местных условий. При абсолютной уверенности в отсутствии конденсата (влаги, легких или тяжелых углеводородов), а также монтажной влаги переходы можно укладывать без уклонов и без установки сборников конденсата. При отсутствии такой уверенности переходы необходимо прокладывать так же, как и для влажного газа. Исключение могут составлять только переходы для газа высокого и среднего давления и при наличии на переходе не менее двух ниток. В этом случае удалять конденсат или монтажную влагу можно поочередно с каждой нитки (без перерыва в подаче газа).

Аналогично подводным переходам могут укладываться переходы через овраги, пересыхающие ручьи и другие преграды. При подземных переходах газопроводами оврагов, рек и ручьев с берегами, подвергающимися размыву, необходимо предусмотришь меры по укреплению берегов. Для всех видов переходов необходимо отводить охранную зону и предусматривать на берегах опознавательные знаки установленных образцов.

Пересечения газопроводов с железнодорожными и трамвайными путями, а также с автомобильными дорогами следует предусматривать, как правил, под углом 90°. В отдельных случаях (при технической необходимости и соответствующем обосновании) угол пересечения может быть уменьшен до 45°.

.5 Режимы газопотребления

Потребителями горючих газов в городах и населенных пунктах являются жилые дома, предприятия общественного питания, учреждения здравоохранения, детские учебные заведения, некоторые цеха промышленных предприятий со специфическими тепловыми процессами и др. Потребление газа происходит неравномерно, причем каждой категории потребителей свойственны характерные сезонные, недельные и суточные неравномерности потребления.

Наибольшая суточная неравномерность присуща бытовым и другим потребителям, использующим газ для приготовления пищи и горячей воды, наименьшая - промышленным предприятиям с непрерывными технологическими процессами.

Практика показывает, что колебания в расходе газа бытовыми потребителями имеют определенную закономерность: в дневные и вечернии часы расход газа наибольший, а в ночные часы снижается до минимума, доходя при малом числе потребителей почти до нуля. При этом в течении суток наблюдаются часы усиленного потребления газа, соответствующие времени приготовления пищи и приему ванн.

Практика показывает, что колебания в расходе газа бытовыми потребителями имеют определенную закономерность: в дневные и вечернии часы расход газа наибольший, а в ночные часы снижается до минимума, доходя при малом числе потребителей почти до нуля. При этом в течении суток наблюдаются часы усиленного потребления газа, соответствующие времени приготовления пищи и приему ванн.

Потребление газа неравномерно и по дням недели: при сравнительно равномерном от понедельника до пятницы в субботу оно увеличивается. Значительное повышение расхода газа наблюдается и в праздничные дни, в частности 31 декабря, когда потребление газа превышает годовой среднесуточный расход в 1,6 - 1,65 раза.

Сезонная неравномерность потребления газа вызвана дополнительным расходом топлива на отопление в зимнее время и некоторым уменьшением его летом.

Режимы расхода газа различными категориями потребителей зависят от множества факторов и местных условий, не поддающихся точному учету и обобщению. По этим причинам приводимые ниже количественные характеристики режимов расхода газа, составленные на основании исследований проектных, научных и эксплуатирующих организаций, могут уточняться в зависимости от местных условий.

Коэффициент суточной неравномерности (отношение максимального суточного расхода к среднесуточному за неделю).

Коэффициент месячной неравномерности (отношение максимального месячного расхода к среднемесячному)

Коэффициент суточной неравномерности за год

Коэффициенты часовой неравномерности для зимних дней (отношение максимального часового расхода к среднемесячному):

для крупных городов

для небольших городов

Таблица 1.1 - Средние режимы потребления газа в квартирах по дням зимней (январской) недели.

Таблица 1.2 - Средние режимы потребления газа в квартирах по месяцам года

Таблица 1.3 - Средние режимы потребления газа в квартирах по часам зимних суток, % от суточного расхода

Расчетные часовые расходы газа служат исходными данными для определения диаметров газопроводов, для выбора размеров и типов газовой арматуры , аппаратуры и оборудования. Системы газоснабжения городов и населенных пунктов необходимо рассчитывать на максимальный часовой расход газа исходя из совмещенного суточного графика потребления всеми потребителями.

Расчетный часовой расход газа Q_р.ч, м³\ч, при 0^о С и давлении 101,3 кПа на хозяйственно-бытовые и коммунальные нужды определяем как долю годового расхода по формуле:

Q_р.ч =k_мQ_год,

где k- коэффициент часового максимума расхода газа (коэффициент перехода от годового расхода к максимальному часовому);

Q_год - годовой расход газа, м³\год.

Значения коэффициента часового максимума для коммунально-бытовых потребителей приведены в таблице 4(по СНиП 2.04.08-87^*)

Таблица 1.4

Зависимость коэффициента часового максимума расхода газ k_м на хозяйственно-бытовые нужды от численности населения, снабжаемого газом (без отопления) сведены в таблицу (по СНиП 2.04.08-87^*).

1.6.Гидравлический расчет газопровода - отвода

Расчёт гидравлического режима работы газопровода отвода произведём в соответствии с нормами технологического проектирования магистральных газопроводов [1].

Определим пропускную способность газопровода на ГРС «Снежеть». Профиль трассы спокойный. Длина газопровода отвода L=8,1 км. Наружный диаметр с толщиной стенки трубы 159´6 мм. Начальное давление в газопроводе отводе Р_н= 3,9 МПа. Конечное давление в газопроводе отводе Р_к=3,87 МПа. средняя по длине газопровода отвода температура транспортируемого газа Т_ср = 278,15 К. Относительная плотность газа по воздуху  = 0,604. Псевдокритические давление и температура Р_пк = 4,54 МПа ,Т_пк = 191,96 К.

Пропускная способность газопровода отвода вычисляется по формуле:

,(1.25)

где d - внутренний диаметр, м;

Р_н и Р_к - соответственно абсолютные давления в начале и в конце газопровода отвода, МПа;

- коэффициент гидравлического сопротивления газопровода отвода;

Т_ср - средняя по длине газопровода отвода температура транспортируемого газа, К;

z_ср - средний по длине газопровода отвода коэффициент сжимаемости газа;

Средний коэффициент сжимаемости газа определяется по формуле:

,

;

.

Среднее давление в газопроводе отводе определяется по формуле:

Коэффициент гидравлического сопротивления для газопровода отвода с учётом его осреднённых местных сопротивлений вычисляется по формуле:

,(1.31)

где Е - коэффициент гидравлической эффективности, при отсутствии устройств для периодической очистки внутренней полости газопровода отвода равный 0,92;

,

где к - эквивалентная шероховатость труб принимаемая равной 0,03 мм;

Rе - число Рейнольдса, которое определяется по формуле:

,

где q - пропускная способность газопровода отвода, млн.м³/сут;

d - внутренний диаметр газопровода отвода, м;

 - коэффициент динамической вязкости - в Па ^. с, определяемый по формуле:

По формуле (1.30) определяем среднее давление в газопроводе отводе

= 3,885 МПа.

Внутренний диаметр газопровода

 = 159-(2×6) = 147 мм = 0,147 м.

Для вычисления среднего коэффициента сжимаемости и вязкости газа определим приведённые давление и температуру по формулам (1.29) и (1.28):

= 0,856,

= 1,442.

Средний коэффициент сжимаемости газа определим по формуле (1.26)

= 0,9108.

Коэффициент динамической вязкости для средних условий определяется по формуле (1.34)

=11,09.10^-6 Па^.с.

Поскольку в формуле (1.33) для определения коэффициента гидравлического трения нам не известна величина пропускной способности q, то в первом приближении принимаем квадратичный режим трения, и коэффициент  определяем по формуле (при к = 0,00003 м)

= = 0,01407

Принимаем Е = 0,92, поскольку газопровод отвод не имеет устройств для периодического пропуска очистного устройства.

Определяем коэффициент гидравлического сопротивления по формуле (1.31)

= 0,01745

Определим пропускную способность газопровода отвода по формуле (1.25), так как рельеф трассы спокойный:

= 0,69755 млн.м³/сут.

для проверки правильности первого приближения определяем число Рейнольдса по формуле (1.33)

= 6,8815^.10⁶.

Пересчитаем коэффициент сопротивления трения во втором приближении по полной формуле (1.32)

= 0,0142

По формуле (1.31)

= 0,0176.

Определим пропускную способность газопровода отвода во втором приближении по формуле (1.25)

= 0,6946 млн.м³/сут.

= 0,43%

Поскольку второе приближение отличается от первого на 0,43% нет необходимости продолжать расчёт в третьем приближении. Поэтому за окончательный результат принимаем q = 0,6946 млн.м³/сут.

2. Технологическая часть

.1 Газораспределительные станции

Газораспределительные станции предназначены для выполнения следующих операций: приема газа из магистрального газопровода; очистка газа от механических примесей; снижения давления до заданной величины; автоматического поддержания давления на заданном уровне; распределения газа по потребителям; измерения количества газа. Кроме того на ГРС осуществляется одоризация газа.

Для снабжения газом населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных предприятий от магистрального газопровода сооружаются отводы, по которым газ поступает на газораспределительные станции (ГРС). Последние размещаются на огражденной площадке вне черты перспективной застройки города, населенного пункта или предприятия.

Независимо от пропускной способности, числа потребителей, давления на входе и выходе, характера изменения нагрузки (расхода газа) технологическая схема ГРС состоит из следующих основных узлов: переключения; очистки газа; предотвращения гидратообразований; редуцирования высокого давления газа; измерения расхода газа; одоризации газа. ГРС как самостоятельный и обособленно стоящий объект кроме основных технологических узлов имеет следующие вспомогательные сооружения;

здания или шкафные блоки и огражденную территорию;

сантехнические устройства вентиляцию, отопление, водоснабжение и канализацию;

электротехнические устройства электрооборудование, электроосвещение, грозозащиту и защиту от разрядов статического электричества;

устройства связи с диспетчером линейного производственного управления (ЛПУ) и потребителем газа;

устройства электрохимической защиты.

Технологическое выполнение редуцирующей системы ГРС по числу линий редуцирования давления должно соответствовать действующим основным положениям по автоматизации и техническим требованиям к системам регулирования, защиты, контроля и ГРС с без вахтенным обслуживанием.

К станциям малой производительности (1,0 ... 50,0 тыс.м³/ч) относятся несколько типов АГРС, изготовленных разными заводами; все технологическое оборудование размещается в нескольких металлических шкафах. Из этого ряда АГРС наибольшее распространения получили станции типа АГРС-1/3, «Энергия -1», «Энергия -3», «Урожай», «Ташкент», «Снежеть».

К станциям средней производительности (50,0...160,0 тыс.м³/ч) относятся БК-ГРС, выполненные в блочно-комплектном исполнении, с одной или двумя выходными линиями к потребителям; часть технологического оборудования размещается в блок-боксах, а другая часть - на открытой площадке (узлы очистки, одоризация, подогреватели); в блок-боксе находятся регуляторное оборудование, КИП и А, система отопления боксов. Из этого ряда станций наибольшее распространение получили БК-ГРС-I-30, БК-ГРС-II- 70, БК-ГРС-I-150.

.2 Выбор ГРС

Станция предназначена для эксплуатации в условиях района с умеренным климатом со средней температурой наиболее холодной пятидневки не ниже минус -40°С. На ГРС производятся операции и технологические процессы очистки, подогрева, замера расхода, снижения давления, и одоризации газа поступающего к коммунально-бытовым и промышленным потребителям.

ГРС «СНЕЖЕТЬ» состоит из 3-х блок - боксов: технологического, вспомогательного и блок - бокса переключений.

В состав блок - бокса технологического входят;

1) узел очистки газа от пыли и свободной жидкости;

) узел подогрева газа;

) узел замера расхода газа;

) узел редуцирования давления газа;

) узел подготовки (редуцирования) газа на собственные нужды;

) электрооборудование;

) вентиляция;

) сигнализация.

В состав блок - бокса вспомогательного входят:

) отопительные котлы с системой обогрева блок - бокса и теплообменника;

) электрооборудование;

) шкафы приборов КИП и А

) вентиляция;

) сигнализация.

В состав блок - бокса переключения входят:

) узел переключения станции;

) узел одоризации;

) вентиляция;

) сигнализация;

) электрооборудование.

Устройство и принцип работы станции

Природный газ с максимальным давлением 5.5 МПа отбирается из газотранспортной сети отводом трубопровода и направляется через изолирующий фланец на вход узла переключения станции блок -бокса переключения. От узла отключения газ подается к узлу очистки газа блок - бокса технологического.

В однониточный узел очистки газа входит фильтр-сепаратор, производительность которого составляет примерно 180 м³\ч. Степень очистки составляет порядка 99,8% при размере частиц от 2.0мк. Верхняя часть фильтра оснащена сегментным затвором. При помощи специального устройства закрывающийся люк может после открытия разгрузочного предохранительного винта отводиться в сторону. Загрязнение филирующих патронов определяется при периодическом осмотре при помощи установленного на фильтре-сепараторе дифференциального манометра. Кроме того, предельное значение перепада давления (0,1 МПа) при помощи сигнального контакта передается на щит управления. Фильтрующие патроны должны быть заменены при перепаде давления примерно 0.05 МПа. Фильтрующие патроны закреплены в корпусе центральным удерживающим устройством, благодаря этому, могут быть заменены в течение короткого перерыва в работе фильтра.

После фильтра - сепаратора поток газа направляется через трубчатый теплообменник и подогревается для того, чтобы компенсировать падение температуры, которое возникает в процессе последующего редуцирования. Теплообменник расположен вертикально, межтрубное пространство рассчитано на входное давление газа. Узел подогрева газа должен обеспечивать подогрев всего потока газа, поступающего в узел редуцирования до температуры, обеспечивающей после регуляторов заданное давление на выходе к потребителю с температурой не ниже 5° С.

Между теплообменником, который рассчитан на максимальное давление ГРС и отопительными котлами рассчитанными на значительно меньшее давление - установлен предохранительный отсекающий клапан, защищающий котлы от превышения давления в случае утечки газа в теплообменнике. Теплоноситель (водный раствор гликоля - тосол) подается через теплообменник насосом.

После теплообменника поток газа проходит через счетчик для измерения расхода газа и подается на узел редуцирования давления газа. Определяемые счетчиком объемы при рабочих условиях можно считывать на показывающем устройстве счетного цифрового указателя.

Узел редуцирования давления газа состоит из двух редуцирующих ниток, каждая из которых обеспечивает полную производительность станции. На каждой нитке установлен отсекатель потока газа с регулятором давления "ЛОРД-50".

Подготовка топливного газа на собственные нужды осуществляется путем редуцирования газа для нужд котельной установки. Узел подготовки (редуцирования) газа на собственные нужды имеет две нитки: рабочую и резервную. Каждая нитка имеет;

входной шаровой кран;

регулятор давления универсальный;

выходной шаровой кран.

При температуре в помещении минус 10 °С редуцирующие нитки должны подогреваться в течение часа. Подогрев осуществляется посредством электрического взрывобезопасного нагревателя, размещенного под редуцирующими нитками. Газ для нужд котельной установки отбирается из узла отключения в блок-боксе переключения, где оперируется и подается в технологический блок-бокс на редуцирующие нитки с выходным давлением до 0,0022МПа.

Котельная установка смонтирована в отдельном помещении технологического блок - бокса. Она состоит из двух отопительных котлов, насосной установки и установки отвода дымовых газов. Для пуска установки при температуре, в, помещении ниже минус 10, рядом с котлами смонтировано электроотопление. Для надежного функционирования котлов важно, чтобы помещение постоянно проветривалось. Во время работы установки, отверстия в стенах для подачи и удаления воздуха должны быть открыты.

В помещении котельной устанавливаются два газовых счетчика для измерения газа на собственные нужды. При включении объемных газовых счетчиков в работу необходимо открыть все три шаровых крана для того, чтобы счетчики были поставлены под давление

.3 Расчет оборудования ГРС

.3.1 Расчёт толщины стенок газопроводов ГРС

Определим толщины стенок газопроводов ГРС в соответствии со СНиП 2.05.06-85* по формуле:

, см (1.1)

где D - наружный диаметр трубы, см;

n - коэффициент надежности по нагрузке - внутреннему рабочему давлению в трубопроводе, n=1,1;

р - рабочее давление в газопроводе, 5,5 МПа

R_{1 -} расчётное сопротивление определяемое по формуле:

 (1.2)

где m - коэффициент работы трубопровода, m=0.75 для II кат.

m=0.60 для В кат.

- нормативное сопротивление одноосному растяжению металла труб и сварных соединений из условия работы на разрыв, равное минимальному значению временного сопротивления.

==4200 кг/см² (для ст. 20);

К_{1 -} коэффициент надёжности по материалу, К₁=1,40 для стальных труб по ТУ 14-3-1128-82;

К_н - коэффициент надёжности по назначению трубопровода, Кн=1.

Результаты расчёта сведены в таблице 2.1:

Таблица 2.1 Подбор труб

Выбор труб произведён в соответствии с «Инструкцией по применению стальных труб в газовой и нефтяной промышленности» 1996г.

.3.2 Расчет скорости газа в трубопроводах

На входе ГРС W=0,63 м/с.

На выходе ГРС W=1,98 м/с.

Расчет регулятора давления газа

На ГРС применяют регуляторы типа ЛОРД. Типоразмер регулятора или регулирующего клапана выбирают по коэффициенту пропускной способности Kv. Он зависит от режима истечения газового потока через регулятор, т.е. от перепада давления на регулирующем органе.

Для регуляторов прямого действия типа ЛОРД в условиях критического режима истечения :

где Q_max - максимальный расход газа через регулятор, м³/час;

Р₁ - давление газа на входе регулятора, кг/см²;

 - плотность газа при нормальных условиях, кг/м³;

Т - рабочая температура газа перед регулятором, К.

По найденному значению коэффициента пропускной способности Kv по каталогу определяем что, ближайший больший по отношению к Kv регулятор давления ЛОРД-50 нам подходит.

Расчёт предохранительного клапана.

Пропускная способность предохранительного клапана СППК-4 Ду80 Ру16 (в кг/ч) определяется по формуле:

где F- рабочее сечение клапана, см²;

Р - абсолютное рабочее давление в газопроводе, кг/см²;

Т - абсолютная температура газа, К;

М - молекулярный вес газа.

.4 Регулятор давления и его работа

Модуль отсекатель - регулятор в сборе образует единый конструктивно-монтажный блок, который монтируется непосредственно в газопровод. Отсекатель предназначен для аварийной автоматической отсечки подачи газа потребителю при изменении давления в выходном газопроводе выше или ниже допустимых значений. Пределы срабатывания отсекателя по выходному давлению: при повышении на 15% или понижении более 50%. Величина давления отсечки газа задается устройством защитно-регулирующим.

Редуцирующее устройство предназначено для автоматического редуцирования газа высокого давления на входе и поддержания давления в выходном газопроводе в заданном диапазоне, независимо от отбора газа потребителем и колебания давления на входе модуля. Величина давления газа на выходе из редуцирующего устройства настраивается редуктором-усилителем.

Модуль работает без использования постороннего источника энергии.

Климатическое исполнение и категория размещения модуля У1 по ГОСТ 15150-69 с температурой окружающей среды от -45 до +40 °С и относительной влажности 98% при температуре 35 °С.

Технические характеристики модуля отсекателя с регулятором «ЛОРД»

Рабочая среда природный газ ГОСТ5542-87

Давление газа на входе в модуль, МПа(кгс/см²) 1,2...7,5 (12...75)

Диапазон давлений на выходе из модуля, МПа(кгс/см²) 0,16...1,2 (1,6...12)

Точность поддержания давления на выходе 3% от заданного давления

Условный проход, мм 50, 100, 150

Расход газа, нмчасДу 50до 20 000

Ду 100до 100 000

Ду 150до 200 000

Минимальное давление на входе в отсекатель, гарантирующее закрытие отсекателя, МПа (кгс/см²) не менее 1,0 (10)

Устройство и работа отсекателя и редуцирующего устройства

Детали и узлы отсекателя потока газа смонтированы в корпусе 10. Корпус отсекателя выполнен из стали 38ХА в виде стакана с буртом, по обе стороны которого проточены канавки для закладки резиновых уплотнительных колец. Поверхность корпуса покрыта никель - кобальтом который защищает корпус от коррозии. По образующим цилиндра корпуса 10 отфрезерованы выходные окна.

В рабочем положении отсекатель потока газа полностью открыт. Он работает совместно с редуцирующим устройством и устройством защитно - регулирующим. При отклонении значения давления газа в трубопроводе за редуцирующим устройством от допустимого, по какой либо причине (аварийная ситуация), устройство защитно-редуцирующее (следящее устройство) вырабатывает сигнал на отсечку и, по этой команде, отсекатель срабатывает, перекрывая подачу газа.

При подаче газа равного давлению на входе в рабочую камеру отсекателя, давление газа на входе и давление в рабочей камере отсекателя станет равным.

Под действием пружины указателя положения толкатель флажка встанет в исходном положении, а флажок покажет положение отсекателя "открыто".

.5 Очистка газа на ГРС

Транспортируемые по магистральным газопроводам газы содержат различные твердые (песок, окалину, сварочный грат и др.) и жидкие (конденсат, воду, масло) примеси. Одни примеси попадают в газопровод непосредственно из скважин, другие - после строительства газопровода и в процессе эксплуатации.

Наличие различных примесей приводит к преждевременному износу самого газопровода, запорной и регулирующей арматуры, а также к нарушению работы контрольно-измерительных и регулирующих приборов. Вода и конденсат, скапливаясь в пониженных местах, сужают сечение газопровода и способствуют образованию в нем кристаллогидратов. Поэтому транспортируемый газ подвергается очистке в специальных аппаратах.

Для очистки газа служат пылеуловители, сепараторы, висциновые фильтры и др.

Масляный пылеуловитель (рисунок 2.1) представляет собой цилиндрический сосуд высокого давления, внутренняя полость которого разделена на три секции нижнюю А (от нижнего днища до перегородки 5), премывочную, в которой поддерживается постоянный уровень масла; среднюю Б (от перегородки 5 до перегородки 6), оса-дительную, где газ освобождается от взвешенных частиц масла; верхнюю В (от перегородки 6 до верхнего днища), отбойную, где происходит окончательная очистка газа от капельножидкостных частиц. В секции А находятся контактные трубки 4, вваренные в глухую разделительную перегородку 5. Они в нижней части имеют продольные прорези - щели для создания завихрения потока.

Работа пылеуловителя происходит следующим образом, очищаемый газ поступает в нижнюю секцию через входной патрубок 10, ударяется о козырек 9, меняет направление и соприкасается с поверхностью масла. Наиболее крупные взвешенные и капельножидкостные частицы остаются в масле, далее газ проходит с большой скоростью по контактным трубкам в осадительную секцию, где скорость его резко снижается, в результате чего оставшиеся частицы пыли, жидкости и захваченное с потоком газа масло оседают и по дренажным трубкам 11- стекают в нижнюю секцию А. Затем газ поступает в отбойную секцию 5, состоящую из ряда перегородок, расположенных в шахматном порядке. Здесь происходит окончательная очистка газа.

Эти аппараты отличаются относительно небольшим гидравлическим сопротивлением, они хорошо очищают газы. Циклоны выпускаются диаметром от 40 до 800 мм, их часто устанавливают параллельными группами по два, три аппарата и более с общим пылесборником и общими коллекторами для входа и выхода газа.

С уменьшением диаметра циклона значительно увеличиваются, центробежная сила и скорость осаждения частиц. На основании этого принципа созданы конструкции батарейных циклонов (мультициклонов), в которых частицы осаждаются лучше, чем в обычных циклонах. Мультициклоны состоят из параллельно включенных элементов малого диаметра (150-250 мм). Газ с примесями жидких и твердых частиц подается через входной патрубок в среднюю часть мультициклона. Далее через вихревые устройства циклонов поступает в нижнюю часть мультициклона, где происходит оседание всех примесей. Освобожденный от частиц пыли и жидкости газ идет по внутренним трубкам циклонов попадает в верхнюю часть и по трубе направляется в газопроводы. Осевшая внизу, на дне аппарата, загрязненная жидкость удаляется через дренажную трубу в перевозную емкость. Сброс конденсата на ГРС также автоматизирован.

На рисунке показан кассетный фильтр, применяющийся на автоматизированных газораспределительных станциях (АГРС). Он состоит из корпуса 11, в который через съемную крышку 7 вставляется кассета 5 с фильтрующим стекловолокнистым материалом 10. Газ, пройдя через фильтрующий материал, очищается и поступает на узел редуцирования.

Вскрытие фильтра рекомендуется проводить в следующем порядке: закрыть краны на входной и выходной нитках блока переключения и перевести АГРС на работу по байпасу. Сбросить газ из технологических коммуникаций через кран, расположенный в блоке переключения. Убедившись, что в фильтре отсутствует давление газа, снять крышку 7. Для этого отвинтить гайки 2 и навинчиванием гаек 3 на винты 4 переместить крышку 7 и вынуть стопорные сектора 5 и 9. Затем с помощью гаек 2 переместить крышку в обратном направлении и снять. После этого отвинтить гайку 6 и вынуть кассету 8. Снять с кассеты фильтрующий материал и заменить новым, закрепив его проволокой 12. Установку кассеты, крышки и стопорных колец производят в порядке, обратном процессу при вскрытии фильтра. Продувка фильтра от конденсата производится по графику членом ремонтной бригады через вентиль 1 в шламовую емкость.

Рисунок 2.1 - Кассетный фильтр.

2.6 Одоризация газа на ГРС

Согласно действующим правилам техники безопасности используемый в населенных пунктах газ должен обладать сильным характерным запахом. Это дает возможность легко обнаруживать его присутствие в жилых или производственных помещениях и исключать образование газовоздушной смеси. Для придания запаха газу, в него добавляют сильнопахнущие жидкости - одоранты, которые должны обладать следующими свойствами:

а) физиологической безвредностью, при тех концентрациях, что нужны для создания ощутимого запаха;

б) в смеси с газом не разлагаться, а также не реагировать с применяемыми на газопроводе материалами;

в) совершенной безвредностью продуктов их сгорания;

г) малорастворимостью их паров в воде или в конденсате;

д) летучестью для обеспечения испарения их в потоке газа с высоким давлением и низкой температурой.

Для одоризации газов применяется в основном этилмеркаптан СНSН, обладающий следующими свойствами:

Молекулярная масса ....... 62,13

Температура кипения, °С ..... 37

Температура замерзания, °С . . . . 148

Плотность в жидком состоянии при 20° С,

кг/л ..........   0,83

Пределы взрываемости, % . ... . . 2,8-18,2

Количество одоранта, вводимого в поток газа, устанавливается в зависимости от нижнего предела взрываемости для нетоксичного газа и безопасной для здоровья концентрации при газах, содержащих окись углерода.

Одоризацня нетоксичных газов считается эффективной, если присутствие их в воздухе может быть обнаружено при концентрации, не превышающей  нижнего предела взрываемости. Это так называемая сигнальная норма концентрации газа в воздухе. Для метана эта норма равна 1, для пропана 0,47, для бутана 0,36 об. %. Практикой установлено, что сигнальная норма природного газа обладает необходимым резким запахом при добавлении 16 г этилмеркаптана (19,1 см³) на 1000 м³ газа.

Этилмеркаптан легко взаимодействует с окисями железа, из-за чего при транспортировке газа на большие расстояния наблюдается постепенное уменьшение запаха одорированного газа.

По принципу и строению установки делятся на капельные, фитильные, барботажные. Кроме того, существуют одоризаторы с механической подачей одоранта и автоматические. Капельными установками одорант подается в газопровод отдельными каплями или тонкой струей, где он испаряется, смешиваясь с газовым потоком. В фитильных установках увеличение поверхности испарения создается с помощью матерчатых или керамических фитилей, погруженных частично в жидкий одорант и обладающих большей всасывающей способностью. В барботажных установках развитие поверхности испарения достигается пробулькиванием - барботажем раздробленных струй газа через слой одоранта.

В связи с переходом на новые формы обслуживания наибольшее распространение получают автоматические одоризационные установки.

Наибольшее распространение получил новый тип универсального автоматического одоризатора газа - УОГ-1 (рис. 2.2). Этот одоризатор предназначен для установки на ГРС производительностью 3-165тыс. м\ч. Он автоматически осуществляет подачу одоранта в количестве, пропорциональном расходу газа.

Рисунок 2.2 - Универсальный одоризатор газа УОГ-1

Техническая характеристика УОГ-1

Рабочее давление в газопроводе, кгс/см² . . 2-12

Производительность по одоранту, см^ч . . 57-3150

Перепад давления на диафрагме, соответствующий максимальному расходу газа, кгс/см². Не более 0,6

Погрешность одоризатора, %.....  ±10

Число циклов в минуту ....... 2-5

Температура окружающего воздуха, °С от -40 до 50

Максимальный расход газа на питание системы управления, м\ч ....1

Принцип работы одоризатора, изображенного на рисунке 1.7, заключается в следующем. В одоризатор подается часть газа, проходящего через ГРС; перепад давления создается установленной на газопроводе 7 диафрагмой 5. Из подземной емкости 3 одорант поступает в расходную емкость 2, далее через замерный сосуд 1 и поплавковую камеру 4 в инспекционный дозатор 6, где он инжектируется ответвленной струей газа. Одорированный газ возвращается в основной газопровод и там смешивается с остальным количеством газа.

Для обеспечения нормальной работы автоматических одоризаторов необходимо ежемесячно проводить профилактические проверки, при которых проверяется герметичность всех стыков и соединений одоризатора. При наличии малейших утечек газа или одоранта немедленно устраняют их путем дополнительной подтяжки болтов и сальниковых гаек, сменой прокладок, уплотнительных колец и заменой сальников.

.7 Эксплуатация ГРС «Снежеть»

Подготовка ГРС к работе

Произвести предпусковую проверку и настройку приборов контроля и автоматики в соответствии с инструкциями изготовителей смонтированных приборов.

Выполнить продувку станции инертным газом количеством 50 м³. Давление инертного газа до 0,8 МПа. Продувку станций нужно проводить очень тщательно, чтобы в сосудах и трубопроводах не осталось газовоздушной смеси. Содержание кислорода в продуктах продувки не должно превышать 0,3% объемных.

По окончании вытеснения воздуха из всей станции произвести медленный подъем давления газа для чего плавно и медленно открыть кран Кр1. Порядок подъема давления:

от 0,1 до 0,3 МПа в течение 15 мин;

от 0,3 до 3,0 МПа в течение 15 мин;

-     от 3,0 до 5.5 МПа в течение 10 мин.

Открыть пусковой шаровой кран на регуляторе давления газа Кр 60, Кр 61.

Проверить работоспособность регуляторов давления газа при закрытом положении шаровых кранов Кр11, Кр12 в соответствии с руководством по эксплуатации.

Проверить по манометру заполнение газом редуцирующих ниток до рабочего давления ГРС.

Провести первое функциональное испытание регулирования выходного давления путем открытия продувочных кранов Кр 63, Кр 66 для стравливания небольшого количества газа в атмосферу и установить текущее давление. Заполнить трубопровод газом до узла переключений. Точное текущее давление можно отрегулировать только при работе установки при больших расходах.

Продуть и заполнить газом сеть узла подготовки (редуцирования) газа на собственные нужды. Процесс заполнения должен осуществляться через байпас станции при помощи клиновой задвижки Кр 19 узла отключения станции в блок-боксе переключения. Закрыть шаровые краны непосредственно за регуляторами давления Кр101, Кр102 на редуцирующей нитке газа на котельную установку и проверить функционирование регулятора давления. Заполнить газом редуцирующие нитки. Провести первое функциональное испытание регулирования выходного давления путем стравливания небольшого количества газа в атмосферу и установить предварительное текущее давление 0, 0025 МПа. Точное текущее давление можно отрегулировать только при работе ГРС.

Пуск ГРС

Открыть или убедиться, что открыты краны Кр1, Кр11, Кр12, Кр15, Кр17. После достижения рабочего давления проверить наличие расхода газа, а также соответствие давления по станции проектным величинам.

Пуск узла нагрева газа в теплообменнике производится одновременно с подачей воды, нагреваемой в котле путем открытия арматуры Кр34, Кр38, подачей топливного газа на розжиг горелочного устройства котла и на горелку. В зимний период для обогрева топливного газа. предусмотрен наружный электрообогрев.

Контрольно-измерительные приборы и электрооборудование

Непосредственно в блок-боксе технологическом размещаются местные приборы, первичные преобразователи измерения технологических параметров, запорная и регулирующая аппаратура.

В помещении блок-бокса вспомогательного размещаются отопительные котлы, шкаф силовой и шкаф измерения расхода.

Система контроля и автоматического управления обеспечивает поддержание заданных технологических параметров ГРС, непрерывное автоматическое определение расхода газа. выдаваемого потребителю, автоматическую сигнализацию отклонения технологических параметров и состояния оборудования ГРС.

Системой контроля и автоматического управления предусмотрено:

Местный контроль и измерение:

1)   температуры:

-     на входе ив ыходе газа;

-         на входе и выходе теплоносителя из отопительных котлов;

          на входе и выходе теплоносителя из теплообменника.

2)   давления

-     на входе и выходе газа;

-         газа в фильтре - сепараторе;

          основного газа после редуцирования;

          газа насобственные нужды после редуцирования

          газа настройки регулятора давления, предохранителных отсечных клапанов;

          на входе и выходе теплоносителя из отопительных котлов;

          на входе и выходе теплоносителя из теплообменника;

газа в межтрубном пространстве теплообменника при разрыве трубок.

) расход газа, выдаваемого потребителю;

) перепада давления газа в фильтре-сепараторе;

Местная многосуточная регистрация температуры и давления газа на выходе станции.

Автоматическое измерение объемного расхода и количество газа, приведение к нормальным условиям, хранение информации.

Автоматическое регулирование давление газа, выдаваемого потребителю.

Автоматическое регулирование давление газа, выдаваемого в котельную.

Автоматическое регулирование температуры газа, выдаваемого потребителю.

Сигнализация отклонения следующих технологических параметров:

-     превышение перепада давления газа в фильтре-сепараторе;

- повышение или падение давления у потребителя;

-     падение давления в системе теплоносителя.

3. КИП и автоматика

.1 Преобразователь измерительный “Сапфир-22-Ех”

Преобразователь измерительный взрывозащищенный “Сапфир” предназначен для работы в системах автоматического контроля, регулирования и управления технологическими процессами взрывоопасных производств и обеспечивает непрерывное преобразование значения измеряемого параметра ― избыточного давления, абсолютного, гидростатического, разряжения, разности давлений в унифицированный токовый выходной сигнал дистанционной передачи.

Преобразователь избыточного давления Сапфир-22ДИ-Ех модели 2161 имеет верхний предел измерения 16 МПа и предел допускаемой основной погрешности ― ±0,5%. Конструкция прибора представлена на рисунке 3.1.

Мембранный тензопреобразователь 4 размещен внутри корпуса 6. Измеряемое давление подается в камеру 5 и воздействует на мембрану тензопреобразователя, вызывая ее прогиб и изменение сопротивления тензорезисторов. Полость 3 сообщена с окружающей атмосферой. Электрический сигнал от тензопреобразователя передается из измерительного блока в электронное устройство 1 через гермоввод 2.

.2 Датчик давления Метран-43-Ех-ДИ

Датчик избыточного давления (в дальнейшем датчик) предназначен для работы в системах автоматического контроля, регулирования и управления технологическими процессами и обеспечивают непрерывное преобразование значения измеряемого параметра-давления избыточного в стандартный токовый выходной сигнал дистанционной передачи.

Датчики Метран-43-Ех-ДИ предназначены для преобразования давления рабочих сред: жидкостей, газа и пара.

Датчики, применяемые в компрессорных станциях имеют взрывозащищенное исполнение.

Взрывозащищенные датчики имеют маркировку по взрывозащите 1ExiallCT5X или 1ExibllCT5X в зависимости от комплектности, соответствуют требованиям ГОСТ 22782.0, ГОСТ 22782.5 и предназначены для установки во взрывоопасных зонах помещений.

Знак “Х” в маркировке взрывозащиты указывает на особые условия эксплуатации датчиков Метран-43-Ех, связанные с тем, что питание датчиков осуществляется от одного из вторичных устройств.

Датчики предназначены для измерения давления и разности давлений сред, по отношению к которым материалы, контактирующие с измеряемой средой: сталь 12Х18Н10Т, материал мембраны сплав 36НХТЮ ГОСТ 5632, являются коррозионностойкими.

Таблица 3.1 -Технические данные датчика Метран-43-Ех-ДИ

При перенастройке датчика с кодом электронного преобразователя АП на любой из пределов измерений, предусмотренных для данной модели, допускаемая основная погрешность и вариация не превышают:

·   для датчиков класса точности 0,2%-0,25%;

·   для датчиков класса точности 0,25%-0,5%;

·   для датчиков класса точности 0,5%-0,5%.

Вариация выходного сигнала не превышает |γ|.

Схема электронного преобразователя микропроцессорного датчика давления показана на рисунке 2.3. Датчики имеют линейно возрастающую характеристику выходного сигнала. Выходной сигнал датчиков Метран-43-Ех - 4…20 мА.

Источник питания должен удовлетворять следующим требованиям:

·   сопротивление изоляции не менее 20 МОм;

·   выдерживать испытательное напряжение при проверке электрической прочности изоляции 1,5 кВ;

·   пульсация (двойная амплитуда) выходного напряжения не должна превышать 0,5% от номинального значения выходного напряжения при частоте гармонических составляющих, не превышающей 500 Гц.

Средний срок службы датчиков - 12 лет.

Средняя наработка датчика на отказ с учетом технического обслуживания

100000 часов.

Датчики Метран-43-Ех выдерживают перегрузку давлением в 1,25 раза большим максимального верхнего предела измерений модели.

Датчик состоит из преобразователя давления (в дальнейшем - измерительный блок) и электронного преобразователя.

В качестве чувствительного элемента в датчиках используются тензопреобразователи.

Измеряемый параметр воздействует на мембрану измерительного блока и линейно преобразуется в деформацию чувствительного элемента, вызывая при этом изменение электрического сопротивления тензорезисторов тензопреобразователя, размещенного в измерительном блоке.

Электронный преобразователь датчика преобразует это изменение сопротивления в токовый выходной сигнал.

Чувствительным элементом тензопреобразователя является пластина монокристаллического сапфира с кремниевыми пленочными тензорезисторами, прочно соединенная с металлической мембраной тензопреобразователя.

Схема электрическая функциональная датчика с кодом электронного преобразователя АП содержит следующие функциональные узлы:

·   стабилизатор напряжения (СН);

·   стабилизатор тока (СТ);

·   усилитель напряжения постоянного тока (УН);

·   преобразователь напряжения в ток (ПНТ);

·   измерительный мост (М);

·   усилитель термокоррекции (УТК);

·   корректор нелинейности (КН).

3.3 Преобразователь корректор СПГ-761

Корректор СПГ 761 предназначен для применения в составе узлов учета природного газа. СПГ 761 выполняет преобразования выходных сигналов датчиков расхода, температуры, давления и возможно, датчиков плотности и удельной теплоты сгорания в значениях физических величин; вычисляется и ведется коммерческий учет расхода газа при рабочих и стандартных условиях объема газа при стандартных условиях, объема газ при стандартных условиях, учет массы газа и средневзвешенный удельный объем теплоты сгорания.

В качестве датчиков расхода газа, совместных с СПГ-761, могут использоваться преобразователи объемного расхода и счетчики объема; преобразователи перепада давления на стандартных и специальных диафрагмах и трубах Вентури. Физические принципы, на которых метод измерения расхода тем или иным датчиком, не важны для сопряжения датчика с СПГ-761. совместно СПГ-761 может быть использован любой датчик расхода с выходным сигналом силы тока 0-5, 0-20 или 4-20мА или с выходным числоимпульсным сигналом с частотой следования импульсов до 1000 Гц.

Корректор СПГ-761 предназначен для использования вне взрывоопасных зон и помещений. В том случае, когда предъявляются требования по взрывозащищенности к используемому в составе узла учета электрооборудованию, то должна быть обеспечена взрывозащищенность преобразователей расхода (перепада давления), давления и температуры, а сам корректор должен быть помещен вне взрывоопасной зоны.

Корректор позволяет обслуживать до трех трубопроводов, которые могут относиться к одному или двум потребителям. В разных трубопроводах может быть разный состав газа и различные типы датчиков расхода, температуры, давления и возможно, плотности и удельной теплоты сгорания. Для расширения диапазона измерений корректор может обслуживать два или три датчика перепада давления с частично перекрывающимися диапазонами измерений, установленные на одном сужающем устройстве. Расход, объем и масса по трубопроводам, относящимся к одному потребителю, суммируется для получения сводных данных по этому потребителю.

Перечень настроечных параметров и их значения должны быть описаны в проекте на узел учета. Далее нужно ввести базу данных с клавиатуры или с компьютера в соответствии с описанием на поставляемое программное обеспечение.

После ввода базы данных следует произвести пробный пуск СПГ-761 на счет (на интегрирование). Если база данных составлена и введена правильно, то СПГ-761 начнет вычисления, в противном случае он будет требовать ввода недостающих данных. Перед пуском на счет следует установить реальную дату и время начало работы прибора.

Корректор является прибором коммерческого учета и поэтому должен быть опломбирован и только после пуска на интегрирование.

3.4 Расчет сужающего устройства

В данной части приведены расчеты сужающего устройства для измерения расхода газа.

Сужающее устройство, в данном случае диафрагма предназначена для измерения расхода методом переменного перепада давления.

Данные для расчета:

Измеряемая среда - природный сухой газ состава, %: метан - 93, этан-4, пропан - 1, бутан - 0,6, пентан - 0,2, углекислый газ - 0,2, азот - 1.

Наибольший измеряемый объемный расход газа, приведенный к нормальным условиям Qн max = 100000 м³/ч, средний Qср= 60000 м³/ч, минимальный Qн min = 30000 м³/ч.

Температура газа перед сужающим устройством Т₁=278 К.

Избыточное давление газа перед сужающим устройством p_и= 12 кгс/см².

Среднее барометрическое давление p_б= 755 мм рт. ст.

Максимальный перепад давления на сужающем устройстве (p₁-p₂)_max = 0,25 кгс/см² = 2500 кгс/м².

Внутренний диаметр трубопровода перед сужающем устройством D = 400 мм.

Методика расчета:

. Сужающим устройством выбираем диафрагму из нержавеющей стали марки Х17, а вторичный прибор берем (датчик перепада давления "Rosemout 2024") класса точности 1, со шкалой 0-100000 м³/ч и предельным перепадом давления 2500 кгс/м².

. Выразим барометрическое давление в килограмм-силах на квадратный сантиметр и определим расчетное давление р₁ перед сужающим устройством:

р_б=755*13,595*10⁴=1,026 кгс/см²,

р₁= р_и+р_б , (1)

р₁=12=1,026=13 кгс/см².

. Определим показатели адиабаты компонентов газовой смеси по табл.: метан - 1,32; этан -1,20; пропан -1,16; бутан -1,104 пентан -1,08; углекислый газ -1,31; азот -1,40.

Показатель адиабаты смеси найдем по формуле

х_см=(1/100)(а₁х₁+а₂х₂+…+а_iх_i) (2)

где а₁, а₂, …,а_i -содержание отдельных коипонентов в смеси,%;

х₁, х₂, …,х_i -показатели адиабаты для компонентов смеси.

х_см=(1\100)(93*0,668+4*1,263+1*1,872+0,6*1,10+0,2*1,08+0,2*1,31+1*1,40)=1,32.

. Определим коэффициент сжимаемости газовой смеси при расчетном давлении р₁=13 кгс/см² и температуре Т₁=278К по приведенным температуре и давлению, рассчитываемым по формулам (3) и (4) или по (рис. 3) /4./ с последующим расчетом коэффициента сжимаемости смеси по формуле (5).

Т_кр= (1/100)(а₁Т_кр1+а₂Т_кр2+ …+а_iТ_крi), (3)

р_кр= (1/100)(а₁р_кр1+а₂р_кр2+ …+а_ih_крi), (4)_см =(1/100)(а₁Z₁+а₂Z₂+ …+а_iZ_i), (5)

где Т_кр1, Т_кр2, …, Т_крi - критические температуры отдельных компонентов,

К; р_кр1, р_кр2, …, р_крi - критические давления, кгс/см²; Z₁, Z₂, …, Z_i -коэффициенты сжимаемости отдельных компонентов,

а₁, а₂, …, а_i -содержания отдельных компонентов в смеси, %.

Так как в природном газе метана более 90%, можно принять коэффициент сжимаемости смеси равным таковому для метана /4./. Тогда коэффициент сжимаемости Z метана при р₁ =13 кгс/см² и Т₁ =278 К равен 0,97.

. Плотность газовых компонентов, кг/м³, при нормальных условиях определяем по табл.2 /4./: метан -0,668; этан -1,263; пропан -1,872; бутан -2,519; пентан -3,221; углекислый газ -1,842; азот -1,166.

Плотность газовой _смеси р_н при нормальных условиях вычисляется по формуле (6):

р_н=(1/100)(а₁р₁+а₂р₂+ …+а_iр_i), (6)

р₁, р₂, …,р_i -плотности отдельных газовых компонентов.

р_н =(1/100)(93*0,668 +4*1,263 +1*1,872 +0,6*2,519

+0,2*3,221 +0,2*1,842 +1*1,166) =0,727 кг/м³.

4.       Определим вспомогательную величину С:

С = ma (7)

ma =(Qнmax / 0,01252eD²) * (8)

при e =1, подставив исходные данные:Qнmax =100000 м³/ч,

D = 400 мм, р_н =1,0332 кгс/см², Тн = 273 К, Т₁ = 278 К, Z = 0,97, 32

р_н = 0,727 кгс/м³, р₁ =13 кгс/см², (р₁ - р₂)_max =2500 кгс/см².

ma =100000/(0,01252*1*400²)=

=49,92*0,00474=0,237.

Диаметр отверстия диафрагмы найдем по формуле (9). При = 400 мм, ma = 0,237 и a= 0,650.

D=D (9)

= 400 =400*0,604 = 241,6 мм

7. По известным (р₁-р₂)_max/р₁ показателю адиабаты смеси х и модулю m определим уточненный коэффициент изменения плотности e₁ /4./ При (р₁-р₂)_max/р₁ = 0,25/13 = 0,019, х = 1,28 и m =0,365 значение e₁ = 0,99.

Максимально допустимый перепад давления /4./ при наименьшей погрешности от изменения e в рабочем диапазоне расходов составляет 0,34, кгс/см², т.е. больше заданного перепада давления 0,25 кгс/см², а значит, вполне допустим.

. Проверим расчет по полученным данным, подставив их в формулу (10):

Q =0,01252*a*e²*d² (10)

_нmax=0,01252*0,650*0,99*241,6²*

=470,26*210,49 =98985 м³/ч.

Так как расчетное значение примерно на 1% не совпадает с заданным максимальным расходом, определяем повторное уточненное значение ma, подставляя в него уточненное значение

e = 0,99.a =100000/(0,01252*0,99*400²)*0,00474 =0,239.

При ma = 0,239 и D = 400 мм /4./ найдем уточненные значения a = 0,651 и m = 0,367.

Уточненный диаметр диафрагмы, определяемый по формуле (9),=400* = 242,4 мм.

Повторно подставив в равенство (10) значения всех величин:_нmax = 0,01252*0,651*0,99*242,4²*210,49 = 99705,4 м³/ч.

Погрешность расчета

Dр = ((100000-99795,4)/100000)*100 = 0,2 %.

Так как погрешность 0,2 % вполне допустима, окончательно принимаем параметры сужающего устройства:

a= 0,651, m =0,367 и D = 242,2 мм

. Необратимые потери давления р_п.д на диафрагме определим по рис. 2. При m = 0,367 они будут равны 65 % или

р_п.д =0,25*0,65 = 0,16 кгс/см².

10. Для определения зоны постоянства a вычислим Re_max и Re_min по формуле (11), подставив Q_нmax =100000 м³/ч=27,78 м³/с и Q_нmin =30000 м³/ч = 8,33 м³/с. Динамическую вязкость газа m найдем по рис.5 /4./;для газа данного состава ее можно принять равной вязкости метана при нормальном давлении. При этих условиях

m = 1,09*10⁵ Па*с. Тогда_max = 1,273*27,78*0,7271/(0,4*1,09*10^-5) = 5,9*10⁶;_min = 1,273*8,33*0,7271/(0,4*1,09*10^-5) = 1,8*10⁶.

Проверив по рис. 6,а граничное число Рейнольда, получим, что для m =0,367 Re_min>Re_гр, поэтому можно считать, что коэффициент расхода a будет постоянным в рабочем диапазоне изменения расхода газа.

4. Охрана труда и окружающей среды

4.1 Охрана труда при эксплуатации ГРС

Анализ опасностей

При эксплуатации ГРС на жизнь и здоровье обслуживающего персонала могут повлиять следующие факторы:

1)   неблагоприятные влияния природного газа, метанола и одоранта на организм и самочувствие обслуживающего персонала;

2)   пожароопасность и взрывоопасность;

3)   возникновение зарядов статического и атмосферного электричества;

4)   поражение электрическим током;

5)   неблагоприятное влияние шума и вибрации;

6)   освещенность объекта.

Влияние природного газа, метанола и одоранта на организм человека

Основным продуктом участвующим в технологическом процессе является природный газ метан (СН₄).

Метан - газ без цвета и запаха, легче воздуха. Действует на организм человека удушающее, а при горении (в случае неполного сгорания) - отравляюще (СО). Природный газ имеет способность скапливаться в помещении (запертых) вытесняя кислород. Токсические и пожароопасные свойства приведены в табл.

Таблица 4.1. Токсические и пожароопасные свойства газа

Так как природный газ без запаха, его перед подачей в городские газовые сети одорируют на ГРС после блока отключающих устройств. Для одоризации проектом предусмотрено применение этилмеркаптана (С₂Н₅SН). Это легко воспламеняющаяся, взрывоопасная жидкость. В небольших концентрациях этилмеркаптан вызывает отравление, тошноту и головную боль. В больших концентрациях - действует на нервную систему, вызывает судороги, паралич и смерть. Свойства этилмеркаптана приведены в табл. 4.2.

Для борьбы с гидратными соединениями способствующими к образованию закупорок (пробок), проектом предусмотрено применение метанола (метиловый спирт). Это бесцветная прозрачная жидкость по запаху напоминающая винный спирт. Метанол - сильный яд, действующий на нервную систему. Легко воспламеняется, взрывоопасен. В организм человека может проникнуть через дыхательные пути и через кожу. Признаками отравления является: головная боль, головокружение, рвота, боль в желудке, общая слабость, мелькание в глазах, а в тяжелых случаях потеря зрения и смерть. Токсические и пожароопасные свойства метанола приведены в табл. 4.3.

Таблица 4.2. Свойства этилмеркаптана

Таблица 4.3. Токсические и пожароопасные свойства метанола

Природный газ рассматривается обычно как безвредный в виду отсутствия в нём окиси углерода. Действия природного газа на организм человека идентично действию метана, т. к. в нём содержится 90 % и более этого компонента.

Таблица 4.4.Свойства газа

.2 Экологичность

В настоящее время большое внимание уделяется охране окружающей природной среды. За загрязнение природной среды (сбросы, выбросы вредных веществ и размещение отходов) взимается определенная плата, размер которой зависит от количества, вредности и т.п. загрязняющих веществ. Размер этой платы согласовывается с территориальными органами по охране окружающей среды.

На ГРС загрязнение окружающей среды происходит за счет выбросов в атмосферу загрязняющих веществ от стационарных и передвижных источников, размещения отходов. ГРС располагается в соответствии с розой ветров за городом на открытой местности. Вследствие использования природного газа в качестве топлива для подогрева газа достигается минимальное загрязнение атмосферы.

Предельно-допустимые выбросы двуокиси азота (NO₂) - 1,145 т/год, окиси углерода (СО) - 1,166 т/год (ОНД-86. Методика расчета концентраций в атмосферном воздухе вредных веществ, содержащихся в выбросах предприятий).

Практически полное сгорание топливного газа достигается путем его предварительной очистки от пыли и механических примесей. С увеличением высоты дымовой трубы улучшилось рассеивание выбросов. Проводится постоянный контроль экологического состояния почв на землях, отведенных на постоянное пользование (под газопровод): выявление деградированных почв с потерей плодородия (при передаче в сельскохозяйственное использование земель, временно изъятых для проведения строительных и буровых работ) и определение показателей деградации почвенных свойств и показателей состояния почвенной биоты и растений.

Мероприятия по охране почв включают[9]:

·   сокращение площади земель, отводимых под газопровод - ширина полосы не более 20-45 м (СН 452-73 «Нормы отвода земель для магистральных трубопроводов»);

·   строительство противоэрозионных сооружений вдоль трассы газопровода, озеленение рекультивируемых земель, проведение мероприятий по улучшению почвенных условий фито-, агро- и культуротехнической мелиорацией;

·   при проведении связанных с нарушением земель работ снятие и транспортировку плодородного слоя почвы в места временного складирования в соответствии с требованиями ГОСТ 17.5.3.06-85, ГОСТ 17.5.3.05-84;

·   планировку и очистку поверхности почвы путем применения эффективных химических средств их деградации в соответствии с РД 39-0147103-365-86, РД 39-0147098-015-90;

·   контроль за физико-химическими и биологическими свойствами почв в соответствии с требованиями ГОСТ 17.4.1.03-84, ГОСТ 17.4.4.02-84, ГОСТ 17.4.1.02-83, ГОСТ.

Для своевременного определения утечки газа из газопровода производится периодический обход газопровода. Вследствие воздействия газопровода на растительный мир проявляется в деградации леса, травянистой и кустарниковой растительности в результате вырубок, пожаров, химического воздействия; в появлении вторичных растительных сообществ, необходимо обеспечивать сохранение растительности, которое достигается:

·   снятием и сохранением дернины на участках, в целях дальнейшего использования при рекультивации;

·   мероприятиями по противопожарной охране лесов (выявлением наиболее пожароопасных участков, установлением особого режима деятельности в пределах пожароопасных участков, расчисткой пожароопасных лесов от сухостоя и валежника, устройством противопожарных рвов и полос);

·   мероприятиями по охране поверхностных вод.

При эксплуатации газопровода возможны ухудшение условий существования животных, поэтому сохранение животного мира обеспечивается:

·   мероприятиями по локализации строительных работ, а также работ по обслуживанию объектов в пределах отведенных земель;

·   максимальным сохранением естественной структурированности ландшафта, сохранением уникальных для зоны воздействия трудно восстановимых компонентов мест обитании (элементов рельефа, отдельных деревьев и т.д.) в пределах, отведенных под строительство земель.

5.Экономическая часть

Данный проект газопровода - отвода и ГРС разработан на основании федеральной целевой программы “Газификация Западно-Казахстанской области” на 2001 - 2009 годы.

Как город с оборонным комплексом, нуждается в более надежном газоснабжении, т.к. газоснабжение от газопровода-отвода попутным газом нестабильно и зависит от пластового давления на нефтяном месторождении особенно в зимнее время.

Для оценки эффективности принятых технологических решений строительства газопровода-отвода и ГРС в произведем расчет технико-экономических показателей.

.1 Необходимые капитальные затраты

В состав сооружений рабочего проекта входят:

газопровод - отвод к ГРС из труб Ду 150 протяженностью 177,1 км.;

газопровод - отвод от ГРС до газопровода - отвода из труб Ду 300 протяженностью 4,020 км.;

электрохимическая защита;

технологическая связь;

телемеханика;

2 дома операторов в д.

подъездные дороги к ГРС;

инженерные коммуникации к ГРС и Д.О. (ЛЭП, связь, и др.).

.2 Стоимость строительства объектов

Стоимость строительства объектов предусматриваемых настоящим проектом определяем по сборнику “Укрупненные показатели стоимости строительства (УПСС) объектов магистрального трубопроводного транспорта газа” разработанного ВНИПИтрансгазом введенного в действие 01.01.91г.

Приведение стоимости строительства к ценам на 01.01.2000г.

Индекс изменения стоимости строительства (с учетом НДС) к ценам 1991 года для Западно-Казахстанской области К = 10,41. (Бюллетень строительной техники № 3 за 2000 г., официальный отдел стр. 32 п. 50)

,06 тыс. руб.× 10,41 = 4664,3 тыс. тенге.

В том числе строительные работы:

,7 × 10,41 = 3182,3 тыс. тенге.

Монтажные работы:

,49 × 10,41 = 213,3 тыс. тенге.

Оборудование:

,87 × 10,41 = 1247,85 тыс. тенге.

Прочее:

× 10,41 = 20,82 тыс. тенге.

Удельные капитальные вложения на 1000 м³ перекачиваемого газа:

К_уд. =  = 0,052 тыс. тенге/ 1000м³

где К_общ.- общая фондоемкость

Q - годовой объем перекачиваемого газа

.3 Эксплуатационные расходы и себестоимость перекачиваемого газа

Годовые эксплуатационные расходы по содержанию объектов, предусмотренных настоящим проектом:

) Одорант:

,2 × 90 ×10⁶ × 16 ×10^-9 » 19 (тыс. тенге.),

где, 13,2 - стоимость 1 т. одоранта в тыс.тенге. (отпускная цена завода “Метафракс”);

×10⁶ - годовой объем перекачиваемого газа в м³;

×10^-9 - расход одоранта на 1 м³ газа в т. (16 гр. на 1000м³)

). Электроэнергия:

,310 × 17,9×10³ = 5,5 (тыс. тенге.) ,

где 0,310 - одноставочный тариф (т. к. нагрузка меньше 750 КВа.);

,9×10³ - годовая потребность в электроэнергии в кВт./час.

). Зарплата производственного персонала:

,75 × 2,79 = 99,74 (тыс. тенге.), где

,75 - средняя зарплата одного работника в тыс. тенге.

,79 - нормативная численность обслуживающего персонала

). Отчисления на социальное страхование:

,74 × 38,5 % = 13,76 тыс. тенге., где

,5% - отчисление на социальное страхование

). Амортизация основных фондов:

а) Линейная часть 3% × 215,85 тыс. руб. = 6,48 тыс. тенге.

б) ГРС и Д.О. 6% × 218,10 тыс. руб.= 13,09 тыс. тенге.

Итого: 19,57 тыс. тенге.

).Прочие расходы (налог на имущество, внебюджетные фонды)

% от суммы п. 1 ¸ п. 5

 = 15,76 (тыс. тенге.)

).Годовые эксплуатационные расходы:

+5,5+99,74+13,76+19,57+15,76 = 173,33 (тыс. тенге.)

). Себестоимость транспорта 1000 м³ газа:

173,33 : 9×10⁴ = 0,0019 (тыс. тенге.)

5.4 Расчет экономической эффективности капитальных вложений (с НДС)

) Выручка от реализации газа для промышленных объектов составляет 3600 тенге./1000м³ по данным экономического отдела.

× 9×10⁴ = 32,4 млн. тенге

) Оплата за газ поставщикам - 1200 тенге./1000м³ по данным экономического отдела , 11,16 млн.тенге

) Себестоимость транспорта газа по магистральным газопроводам - 3,07 тенге./1000м^3, ,27,63 млн. тенге

4) Себестоимость транспорта газа по отводу ,11,16 млн. тенге.

) Прибыль балансовая,212,12 млн.тенге.

) Налог на прибыль 35%, 74,24 млн. тенге

) Чистая прибыль,137,88 млн.тенге.

) Срок окупаемости,3,4 (года)

Рентабельность производства

Р_пр =  =  = 0,43

где В - выручка от реализации газа.

Как видно из приведенных расчетов транспортировка и реализация природного газа - высокорентабельное производство.

Заключение

трубопровод газ давление транспортируемый

В данном дипломном проекте были рассмотрены оптимальные технологические решения по сооружению и эксплуатацию газопровода-отвода от МГ Карачаганак-Уральск до ГРС Приречное протяженностью 8.1 км.

Для более надежной и долговременной эксплуатации газопровода были предусмотрены использование двухслойного наплавленного эпоксидного покрытия, которое позволяет защитить трубопровод от коррозий.

Проектом был предусмотрена прокладка трубопровода диаметром 6 дюймов с учетом переходов через естественные и искусственные преграды. Сделаны необходимые технологические расчеты. Выбраны КИП и средства автоматизации основных производственных процессов.

В части охраны труда предусмотрены меры по снижению шума на компрессорных станциях с использованием звукоизолирующих перегородок, экранов и кожухов.

Принятые технические решения данного дипломного проекта могут быть применены на практике.

Список литературы

1. Бородавкин П.П. Сооружение магистральных трубопроводов. М. Недра, 1977

. Тугунов П.И. Транспорт и хранение нефти и газа. М. Недра, 2001

. Алиев Р.А. Компрессорные станции магистральных газопроводов. М. Недра, 1979

. Дизенко Е.И. Противокоррозионная защита трубопроводов и резервуаров. М. Недра, 1978

. Гриценко А.И. Газодинамические процессы в трубопроводах и борьба с шумом на компрессорных станциях. М. Недра, 2002

. Алиев Р.А. Трубопроводный транспорт нефти и газа. М. Недра, 1988

. Яковлев Е.И. Газовые сети и газохранилища. М. Недра, 1991

. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов ВСН 012-88

. СНиП 2.05.06-85 Магистральные трубопроводы.

10. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Очистка полости и испытание ВСН 011-88.

11. СНиП 3.01.03-84 Геодезические работы в строительстве.

12. СНиП 3.02.01-87 Земляные сооружения. Правила производства и приемки работ.

13. СНиП Ш-42-80 Магистральные трубопроводы.

. ВСН 006-89 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов.

. Новоселов В.А. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации газопроводов. М. Недра, 1982

. Бабин Л.А. Типовые расчеты по сооружению трубопроводов. М. Недра, 1979

. Баяхметов Т.Б. Перспективы развития нефтепроводного транспорта и повышение коммерческих результатов от экспорта сырья. Алматы, 2001

. Омарова Г.А. Нефтяные ресурсы и их транспортировка в рыночной экономике РК. Алматы, 2001

. Сулейманов М.М. Охрана труда в нефтяной промышленности. М. Недра, 1980

. Попов Г.Е. Охрана окружающей среды на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. М. Недра, 1986