Эксплуатационнику газонефтяного комплекса (справочник) на укр. языке

ЕКСПЛУАТАЦІЙНИКОВІ ГАЗОНАФТОВОГО КОМПЛЕКСУ Д О В І Д Н И К

Полтавський нафтовий '

ЄП.ПОГОП01В'

чувальний

ТЕХНІКУМ БІБЛІОТЕКА Інв. №

КИЇВ РОСТОК 1998

У

У Д К 622.691.4.053 Б Б К 39.71я2 Е41

(035.5)

АВТОРИ: В. В. РОЗГОНЮК, Л. А. ХАЧИКЯН, М. А. ГРИГІЛЬ, О. С. УДАЛОВ, В. П. НІКІШИН У довіднику викладено основні фізико-хімічні і термодинамічні властивості газу, вимоги щодо підготовки газу до транспортування, наведені характеристики очисних пристроїв. Розглянуті питання влаш­ тування лінійної частини газопроводів, характеристики устаткування для транспортування газу, експлуатації і ремонту лінійної частини і газоперекачувальних агрегатів ( Ї Л А ) , наведені розрахунки основних параметрів ГПА, витрат газу при експлуатації магістральних газо­ проводів (МГ) і втрат газу, допоміжного устаткування компресорних станцій. Використано практичні розрахунки, необхідні при проектуванні й експлуатації об'єктів. Вміщено довідкові дані, подано технічні розра­ хунки і приклади розрахунків. Наведено основні вимоги нормативних документів щодо експлуатації складів нафти і нафтопродуктів, раціо­ нального використання паливно-енергетичних ресурсів. Для працівників, які зайняті підготовкою, транспортуванням, зберіганням і використанням природного газу, експлуатацією станцій зріджених нафтових газів, проектуванням і експлуатацією складів нафти та нафтопродуктів. Довідник може бути корисним викладачам і студен­ там технікумів, викладачам та учням професійно-технічних училищ газо­ нафтового профілю.

Рецензенти: доктор технічних наук І. І. КАПЦОВ, доктор технічних наук Л. С. ШЛАПАК

Автори вдячні доктору технічних наук І. І. Капцову, доктору тех­ нічних наук Л. С. Шлапаку, методисту Л. І. Макарян за допомогу в реалізації авторського задуму.

Відповідальний редактор М. А. ГРИГІЛЬ

15ВN 966-95386-0-2

© В. В. Розгонюк, Л. А. Хачикян, М. А. Григіль, О. С. Удалов, В. П. Нікішин, 1998

Частина І. Г А З О П Р О В О Д И І ГАЗОСХОВИЩА

Р о з д і л

1. ФІЗИКО-ХІМІЧНІ ВЛАСТИВОСТІ П Р И Р О Д Н И Х ГАЗІВ 1.1. ОСНОВНІ ПАРАМЕТРИ ГАЗІВ

П р и р о д н і г а з и п о д і л я ю т ь с я н а три г р у п и : г а з и , які д о б у в а ю т ь с я з чисто г а з о в и х р о д о в и щ і с к л а д а ю т ь с я в основному з метану ( 8 2 — 9 8 % ) , гази, які одержують із г а з о к о н д е н с а т н и х р о д о в и щ і е с у м і ш ш ю г а з у та конденса­ ту широкої фракції, що с к л а д а є т ь с я з бензину, лігроїну, к е р о с и н у , а іноді й с о л я р о в о г о м а с л а — цей г а з т а к о ж містить з н а ч н у кількість м е т а н у ( 8 0 — 9 5 % ) ; г а з и , які д о б у в а ю т ь с я р а з о м із н а ф т о ю з н а ф т о в и х р о д о в и щ — це попутні г а з и , що с к л а д а ю т ь с я з суміші г а з у з г а з о в и м б е н з и н о м і п р о п а н - б у т а н о в о ї ф р а к ц і ї , м і с т я т ь тільки З О — 7 0 % метану (додаток 1). До основних параметрів газу відносяться (додаток 2 ) : 3 Г у с т и н а г а з у ( к г / м ) — м а с а о д и н и ц і о б ' є м у , щ о до­ рівнює відношенню молекулярної м а с и М г г а з у до об'єму моля: Р = ^ - к г / м

3

.

(1.01)

С у м а м о л е к у л я р н и х м а с а т о м і в , щ о с к л а д а ю т ь молеку­ лу, н а з и в а є т ь с я м о л е к у л я р н о ю м а с о ю р е ч о в и н и . Я к щ о відомий м о л ь н и й , т о б т о о б ' є м н и й с к л а д суміші г а з у у в і д с о т к а х , то с е р е д н я м о л е к у л я р н а м а с а його ( М , с < . р е д н . ) в и з н а ч а є т ь с я по ф о р м у л і : =

м '

У

' г середи.

УіМг, + У2- Мг2+... + Уп- Мг„

ідд

,.

>

1

„2

І '"-'-'/

де К,, У 2 ... V„ — м о л ь н і ( о б ' є м н і ) к о н ц е н т р а ц і ї компонен­ тів, % ; Мгі, Мг2, •• Мгп — м о л е к у л я р н і м а с и к о м п о н е н т і в . Я к щ о відомий м а с о в и й с к л а д суміші у в і д с о т к а х , то його с е р е д н я м о л е к у л я р н а м а с а в и з н а ч а є т ь с я :

де У ь У2, ... У п — м а с о в і к о н ц е н т р а ц і ї , %. Я к щ о молекулярний склад виражений у частках о д и н и ц і , т о відповідно с е р е д н я м о л е к у л я р н а м а с а : Мг

серед,,.

= а , т , +а2т2 + ... + аатІІ,

(1.04)

де а и а2, ... а п — м о л е к у л я р н и й с к л а д у ч а с т к а х о д и н и ц ь , т , , т2, ... т п — м а с и к о м п о н е н т і в . У р о з р а х у н к а х в и к о р и с т о в у ю т ь відносну густину при­ р о д н о г о г а з у по повітрю. Г у с т и н а п о в і т р я при н о р м а л ь н и х 3 у м о в а х д о р і в н ю є 1,293 к г / м . мг

м,

1,293

22,4 • 1,293

( 1 0 5 )

29 '

О с к і л ь к и г у с т и н а з а л е ж и т ь від тиску ( Р ) , т е м п е р а т у р и (7') і с т и с л и в о с т і (І) г а з у , то п е р е р а х у н о к густини (рг) на інший т и с к (Л>) п р о в о д и т ь с я по ф о р м у л і : р 2 = р, ^ І І і £ і - ,

(1.06)

де Р), Т\, 1\ — в і д п о в і д а ю т ь у м о в а м д л я рі. Рг, 7*2, її — п а р а м е т р и , при я к и х необхідно з н а ч и т и рг.

ви­

П и т о м и й о б ' є м г а з у — о б ' є м одиниці м а с и г а з у : (1.07)

К с = — = — ,

де

3

V — о б ' є м газу, м ; т — м а с а газу, кг; Ус—питомий о б ' є м середовища,

3

м' /кг.

М а с о в и й розхід — м а с а газу (пг), що п р о х о д и т ь ч е р е з п о п е р е ч н и й п е р е р і з потоку за о д и н и ц ю ч а с у (і), к г / с , кг/год: Л/ = - ^ - ,

(1.08)

де / — ч а с , п р о т я г о м я к о г о ч е р е з д а н и й переріз п р о х о д и т ь г а з , с, год. О б ' є м н и й розхід — кількість г а з у в одиниці о б ' є м у , що

проходить через 3 часу, м /с,

поперечний

переріз

потоку з а

одиницю

<3 = -р

(1.09)

У р о з р а х у н к а х систем г а з о п о с т а ч а н н я в и к о р и с т о в у ю т ь поняття об'ємного розходу при нормальних умовах 7" = 2 7 3 °К і Р = 0 , 1 0 1 3 М П а та при с т а н д а р т н и х у м о в а х 7 = 2 9 3 °К і Я = 0 , 1 0 1 3 М П а . Л і н і й н а ш в и д к і с т ь г а з у в и з н а ч а є т ь с я я к о б ' є м н и й роз­ хід г а з у (<2) в у м о в а х потоку ч е р е з о д и н и ц ю п о п е р е ч н о г о п е р е р і з у потоку (Г), м / с . У = Ц-, г

7

(1-Ю) 2

де У — п л о щ а п о п е р е ч н о г о п е р е р і з у потоку, м . М а с о в а ш в и д к і с т ь — м а с о в и й р о з х і д г а з у ч е р е з одини­ 2 цю п о п е р е ч н о г о п е р е р і з у потоку, к г / с • м : с/ = ^ - . Тиск — дорівнює с к л а д о в о ї сили (Л/)

При

границі до площі

(1.11)

відношення нормальної ( 5 ) , н а я к у діє с и л а :

рівномірному розподілі сил: Р =

(1.13)

А б с о л ю т н и й т и с к г а з і в ( Р ) — це т и с к г а з і в на стінки т р у б о п р о в о д і в і посудин. Н а д м і р н и й тиск г а з і в (Янадм.) — р і з н и ц я м і ж абсолют­ ним т и с к о м г а з у і б а р о м е т р и ч н и м (Р вар .) =

^ б а р .

Рнат Р Я вак — р і з н и ц я лютним

між Р

(1-14)

барометричним

вак.

=

Р

бар.

тиском Р

•

і

абсо­ (1.15)

У г і д р а в л і ч н и х р о з р а х у н к а х г а з о п р о в о д і в використову­ ють абсолютний тиск. В ' я з к і с т ь г а з у — це в л а с т и в і с т ь г а з у чинити опір при русі, я к а в и н и к а є в р е з у л ь т а т і сил т е р т я м і ж ш а р а м и газу, що рухається. Коефіцієнт, який враховує цю властивість реальних газів, називається коефіцієнтом динамічної

(абсолютної) мулі:

в ' я з к о с т і ( П а • с)

і в и з н а ч а є т ь с я по ф о р

де т — т а н г е н ц і а л ь н а с и л а в н у т р і ш н ь о г о т е р т я , І2—1\— в і д с т а н ь м і ж н е с к і н ч е н н о т о н к и м и шарами с е р е д о в и щ а , які р у х а ю т ь с я з ш в и д к і с т ю И^2 — Ц/,. З а л е ж н і с т ь д и н а м і ч н о ї в ' я з к о с т і г а з і в від т е м п е р а т у р и виражається формулою Сатерланда: 273

+

С

/

Т

3 2

\ /

,~

де (І — д и н а м і ч н а в ' я з к і с т ь г а з у при з а д а н і й температурі­ м о — в ' я з к і с т ь г а з у при 2 7 3 ° К ; Т — температура газу °К; С — с т а л а , я к а з а л е ж и т ь від в л а с т и в о с т е й г а з у (дода­ ток 2 ) . У гідравлічних розрахунках використовують поняття к і н е м а т и ч н о ї в ' я з к о с т і ( м / с ) , я к а в и з н а ч а є т ь с я співвід­ ношенням: * =

(1-18)

Кінематична в'язкість з а л е ж н о тиску в и р а ж а є т ь с я ф о р м у л о ю :

від

температури

, _ І _ £ . ( * . Г « 2 £ 4 . ( £ ) ' ' • . 2

і

, „ 9 ,

де V — к і н е м а т и ч н а в ' я з к і с т ь , м / с ; ц — д и н а м і ч н а в ' я з к і с т ь , Па • с; 3 р — густина, кг/м ; 7? — г а з о в а с т а л а , Д ж / к м о л ь • КІ з п і д в и щ е н н я м т е м п е р а т у р и г а з у в ' я з к і с т ь збільшу­ ється. П р и н а я в н о с т і в п р и р о д н о м у газі с і р к о в о д н ю ( Н 2 5 ) , в у г л е к и с л о г о г а з у ( С 0 2 ) і а з о т у ( N 2 ) в ' я з к і с т ь його т р о х и збільшується. З а л е ж н і с т ь в ' я з к о с т і г а з і в від м о л е к у л я р н о ї м а с и при а т м о с ф е р н о м у тискові п о к а з а н о н а г р а ф і к у ( р и с . 1.01). В о л о г і с т ь — п р и р о д н и й г а з у п л а с т о в и х у м о в а х , наси­ чений п а р а м и води, які при русі г а з у к о н д е н с у ю т ь с я , з б и р а ю т ь с я в низьких місцях газопроводів, порушуючи технологічний режим транспортування газу. Сполучення 6

Відносна

л/етина,

А

Мшуіюрт маса, кг/ть Рис. 1.01. Залежність в'язкості газів від молекулярної маси при атмосферному тискові

233

255

273

293

313 333 353 373

ЧИ

453

Температура, °к Рис. 1.02. Номограма для визначення вологовмісту природного газу

8

5

рю ,Па

223

233

253

273

2.93

З/З 0

333

353

373

Температура, /? Рис. 1.03. Графік пружності парів вуглеводневих газів. / — м е т а н , 2 - - еіан, 3 — е т и л е н , 4 — п р о п а н , 5 — п р о п і л е н , 6 — І з о - Б у т а п , 7 8 — / . ' ш - П е п т а н , 9 — п е п т а н , 10 — г е к с а н

- бутан,

води з к и с л и м и г а з а м и с п р и я є інтенсивній к о р о з і ї облад­ н а н н я . Крім того, при певних т и с к а х у присутності вологи в г а з і у т в о р ю ю т ь с я . к р и с т а л о г і д р а т и , які з а к у п о р ю ю т ь прохідний п е р е р і з г а з о п р о в о д у й а р м а т у р и , щ о м о ж е призвести до аварійної ситуації. Н а я в н і с т ь вологи в г а з і х а р а к т е р и з у є т ь с я а б с о л ю т н о ю і в і д н о с н о ю в о л о г і с т ю . А б с о л ю т н а в о л о г і с т ь (II) характе­ 3 р и з у є вміст в о д я н и х п а р і в в о д и н и ц і о б ' є м у г а з у в г / м 3 або кг/1000 м . Відносна вологість (£/о)—відношення абсолютної вологості при д а н и х т и с к у і т е м п е р а т у р і до його вологоєм­ ності, т о б т о до кількості вологи в о д и н и ц і о б ' є м у г а з у , що міститься при у м о в а х н а с и ч е н н я . В і д н о с н а в о л о г і с т ь вимі­ р ю є т ь с я в ч а с т к а х о д и н и ц і а б о в і д с о т к а х . Відносна воло­ гість г а з у , н а с и ч е н о г о п а р а м и води, д о р і в н ю є 100 % . В о л о г о в м і с т п р и р о д н и х г а з і в з а л е ж и т ь від тиску, тем­ п е р а т у р и , с к л а д у г а з у й води, х а р а к т е р и с т и к и с е р е д о в и щ а к о н т а к т у і в и з н а ч а є т ь с я по н о м о г р а м і ( р и с . 1.02). Т е м п е р а т у р а , при я к і й г а з п о в н і с т ю н а с и ч е н и й водяни­ м и п а р а м и , н а з и в а є т ь с я т о ч к о ю роси д а н о г о г а з у . 9

Т и с к н а с и ч е н и х п а р і в в у г л е в о д н і в є ф у н к ц і є ю темпера­ т у р и . П р и п і д в и щ е н н і т е м п е р а т у р и рідини т и с к збільшу­ є т ь с я за р а х у н о к переходу ч а с т и н и рідини в п а р о п о д і б н и й стан. П р и рівновазі парової і рідкої ф а з парціальний тиск к о м п о н е н т а в п а р о в і й ф а з і ( н а д рідиною) і в рідкій ф а з і (в рідині) буде о д н а к о в и м . Тиск, п р и я к о м у рідина при д а н і й т е м п е р а т у р і знахо­ д и т ь с я в с т а н і р і в н о в а г и зі с в о ї м и п а р а м и , н а з и в а є т ь с я п р у ж н і с т ю н а с и ч е н и х п а р і в рідини. З а л е ж н і с т ь п р у ж н о с т і п а р і в в у г л е в о д н е в и х г а з і в п о к а з а н а на р и с у н к у 1.03. С т и с л и в і с т ь г а з у х а р а к т е р и з у є в і д х и л е н н я властивос­ тей р е а л ь н и х г а з і в від з а к о н і в і д е а л ь н о г о г а з у . О б ' є м р е а л ь н и х г а з і в з м і н ю є т ь с я н е п р о п о р ц і й н о його тиску й температурі і при однакових у м о в а х стискується більше а б о м е н ш е , ніж і д е а л ь н и й г а з на в е л и ч и н у 2 — к о е ф і ц і є н т стисливості, який визначають експериментально або по н о м о г р а м і ( р и с . 1.04) з а л е ж н о від п р и в е д е н и х температу­ ри й тиску г а з у . Тпр = - ^ ^ '

5 / пр = Д

е

(1.20)

кр.

^

,

(1-21)

' ^середи. — с е р е д н і т е м п е р а т у р а й тиск г а з у ; Ткр. і Р к Р . — с е р е д н ь о к р и т и ч н і т е м п е р а т у р а й тиск г а з у

7"середи.

в і д п о в і д н о в °К, М П а . Критичною температурою називають таку ру, в и щ е я к о ї при б у д ь - я к о м у т и с к у не м о ж н а в а т и п а р у ( п е р е в е с т и в рідкий с т а н ) . Критичним тиском н а з и в а ю т ь такий тиск, н е м о ж н а в и п а р и т и рідину при б у д ь - я к о м у температури.

температу­ сконденсу­ вище якого підвищенні

1.2. ТЕРМОДИНАМІЧНІ ВЛАСТИВОСТІ ГАЗІВ

Т е п л о є м н і с т ь системи, Д ж / ° К , — ц е в і д н о ш е н н я кіль­ кості т е п л о т и п о г л и н у т о ї г а з о м у п е в н о м у термодина­ мічному процесі, до п р и р о с т у т е м п е р а т у р и Д7":

В і д н о ш е н н я т е п л о є м н о с т і ( С ) о д н о р і д н о г о тіла д о його маси (пг) н а з и в а є т ь с я питомою м а с о в о ю т е п л о є м н і с т ю ( Д ж / к г • ° К ) , тобто: 10

11

Рис. 1.05. Залежність теплопровідності від приведе­ них температури Т„р і тиску Р пр Ст=±.

(1.23)

Т е п л о є м н і с т ь р е а л ь н и х г а з і в з а л е ж и т ь від с к л а д у г а з у , т е м п е р а т у р и й тиску ( д и в . д о д а т о к 3 ) . Т е п л о п р о в і д н і с т ь в и з н а ч а є т ь с я кількістю т е п л о т и (С?), г щ о п р о х о д и т ь крізь стінку п л о щ е ю (/ ), т о в щ и н о ю (б) з а п р о м і ж о к ч а с у (т) при різниці т е м п е р а т у р по о б и д в і с т о р о н и стінки ( Г , — Т2):

а

~

"-р-<т'-т!,

(і.24)

де К — коефіцієнт т е п л о п р о в і д н о с т і у В т / м - ° К . І з п і д в и щ е н н я м тиску т е п л о п р о в і д н і с т ь г а з і в з р о с т а є ( р и с . 1.05). Т е п л о т а з г о р я н н я ( т е п л о т в о р н а з д а т н і с т ь ) — це т е п л о , щ о в и д і л я є т ь с я при з г о р я н н і одиниці о б ' є м у ( а б о м а с и ) г а з у з а певних у м о в . Т е п л о т а з г о р я н н я в и з н а ч а є т ь с я кількістю т е п л а , я к е в и д і л я є т ь с я при о х о л о д ж е н н і продук12

Таблиця

1.01

Розрахунок теплоти згоряння природного газу Компонент

Метан Етан Пропан /зо-Бутан Пропан-бутан Пентан Азот

Молярні об'ємні

або

частки

0,887 0,056 0,021 0,003 0,006 0,004 0,023 1,000

Теплота згоряння

Загальна теплота

компонентів,

з г о р я н н я газу,

КДж/м

3

37 200 65600 94 800 123 000 123 400 146 500 0

КДж/м

1

33 000 3670 1985 368 740 586 0 43 000

тів з г о р я н н я до 2 7 3 °К і при к о н д е н с а ц і ї у т в о р е н о ї в о л о г и . Теплоту з г о р я н н я природного газу м о ж н а підрахувати по т е п л о т і з г о р я н н я к о м п о н е н т і в , які в х о д я т ь у його с к л а д , п р и п у с к а ю ч и , щ о п р и р о д н и й г а з п і д л я г а є з а к о н а м ідеаль­ ного г а з у ( т а б л . 1.01). Н а я в н і с т ь інертних г а з і в у г а з о в і й суміші з м е н ш у є її т е п л о т у з г о р я н н я ( р и с . 1.06). Д р о с е л ю в а н н я газу — ц е технологічний процес п р и д о б у в а н н і і т р а н с п о р т у в а н н і г а з у , при я к о м у в і д б у в а є т ь с я різке з н и ж е н н я т и с к у ' і р о з ш и р е н н я г а з о в о г о потоку. П р и ц ь о м у з а л е ж н о від п е р е п а д у т и с к і в з н и ж у є т ь с я температу­ р а г а з у . З м і н а т е м п е р а т у р и г а з у при д р о с е л ю в а н н і отри­ мала назву ефекту Д ж о у л я — Т о м с о н а . З м і н у т е м п е р а т у р и г а з у при його д р о с е л ю в а н н і м о ж н а в и з н а ч и т и п о н о м о г р а м і ( р и с . 1.07). Д л я в и з н а ч е н н я т е м п е р а т у р и г а з у після д р о с е л ю в а н н я з н а х о д я т ь точку з к о о р д и н а т а м и , що в і д п о в і д а є почат­ ковим тиску й т е м п е р а т у р і (до ш т у ц е р а ) , а потім цю точку п е р е м і щ у ю т ь п а р а л е л ь н о н а й б л и ж ч і й г а з о - е н т а л ь п і ї д о к і н ц е в о г о т и с к у ( п і с л я ш т у ц е р а ) . О р д и н а т а цієї точ к и в новому положенні визначить кінцеву температуру (після штуцера).

13

48

6)55

Ц57 Ц59 ^67 ^бЗ 465 0,67 0,69 С?Г 0,73 Густина, кг/м

3

Рис. 1.06. Залежність теплотворної здатності природного газу від його густини і вмісту інертних газів

5

№

Я

20

/Писк,

МПа

25

ЗО

Рис. 1.07. Номограма для визначення інтегрального дросельефекту для метану 1.3. ТОКСИЧНІ І ТЕПЛОВІ ВЛАСТИВОСТІ ПРИРОДНИХ ГАЗІВ Небезпечними властивостями вуглеводневих газів є їх т о к с и ч н і с т ь , п о ж е ж о н е б е з п е ч н і с т ь і з д а т н і с т ь до утво­ р е н н я в и б у х о н е б е з п е ч н и х с у м і ш е й із п о в і т р я м (дода­ ток 3 ) . В а т м о с ф е р н о м у повітрі н а с е л е н и х пунктів, у повітрі р о б о ч о ї з о н и і у воді в о д о й м и щ с а н і т а р н о - п о б у т о в о г о водокористування встановлюються гранично допустимі к о н ц е н т р а ц і ї ш к і д л и в и х р е ч о в и н , я к і з а т в е р д ж у ю т ь с я Мі­ ністерством охорони здоров'я України (додаток 3 ) . Із г а з о в и х к о м п о н е н т і в п р и р о д н и х і п о п у т н и х г а з і в особливо токсичний сірководень, його з а п а х відчувається при «місті в повітрі 0 , 0 0 1 4 — 0 , 0 0 2 3 м г / л . Сірководень є отрутою, що викликає параліч органів д и х а н н я й с е р ц я . К о н ц е н т р а ц і я с і р к о в о д н ю 0,06 м г / л в и к л и к а є головний біль. П р и к о н ц е н т р а ц і я х 1 м г / л і в и щ е н а с т а ю т ь гостре о т р у є н н я і с м е р т ь . Г р а н и ч н о д о п у с т и м а к о н ц е н т р а ц і я с і р к о в о д н ю в робочій зоні в и р о б н и ч и х при­ м і щ е н ь — 0,01 м г / л , а в присутності в у г л е в о д н і в С і — С 5 — 0,003 м г / л . Х а р а к т е р дії на о р г а н і з м л ю д и н и в у г л е к и с л о г о г а з у — н а р к о т и ч н и й , при в и с о к и х к о н ц е н т р а ц і я х в и к л и к а є швид­ ку з а д у х у ч е р е з н е с т а ч у к и с н ю . Вміст 4 — 5 % вуглекисло­ го г а з у в повітрі п р и з в о д и т ь до з а п а м о р о ч е н н я г о л о в и , Підвищує к р о в ' я н и й т и с к . В д и х а н н я в и с о к и х к о н ц е н т р а ц і й 15

вуглекислого газу ( 2 0 % ) спричиняє зупинку дихання і смерть. П р и р о д н і в у г л е в о д н е в і г а з и у т в о р ю ю т ь вибухонебез­ печні суміші з п о в і т р я м . І с н у ю т ь к о н ц е н т р а ц і й н і г р а н и ц і в и б у х о в о с т і г а з і в у суміші з п о в і т р я м : н и ж н я г р а н и ц я в і д п о в і д а є м і н і м а л ь н і й к о н ц е н т р а ц і ї горючого газу, при якій вибух уже неможливий; верхня — максимальній к о н ц е н т р а ц і ї , при якій щ е м о ж л и в и й вибух ( д о д а т о к 3 ) . П р и к л а д 1.1. О б ч и с л и т и н и ж н ю г р а н и ц ю з а й м а н н я п р и р о д н о г о газу, я к и й с к л а д а є т ь с я з 87 % о б . СН4, 6 % об. С 2 Н 6 і 7 % о б . С 3 Н 8 . П о з н а ч и в ш и ч е р е з X п р о ц е н т н е с п і в в і д н о ш е н н я вмісту г а з у в суміші г а з — п о в і т р я , о т р и м а є м о : 87Л~

5,3

+

6Х

7Х

З

2,2

\6,4Х + Х

2Х +

=

= _

і . '

3,\Х=\;

Ц^=4,6%.

Н и ж н я г р а н и ц я з а й м а н н я д а н о ї суміші газів д о р і в н ю є 4,6 % о б ' є м н и х г а з у в суміші з п о в і т р я м . П р и вибуху ш в и д к і с т ь п о ш и р е н н я д е т о н а ц і й н о ї хвилі горіння ( 9 0 0 — 3 0 0 0 м / с ) п е р е в и щ у є ш в и д к і с т ь з в у к у в повітрі. П р и к о н ц е н т р а ц і ї г а з у в повітрі в м е ж а х з а п а л ю в а н н я при н а я в н о с т і д ж е р е л а з а п а л ю в а н н я виникне вибух. Я к щ о вміст г а з у в повітрі м е н ш е н и ж н ь о ї і б і л ь ш е в е р х н ь о ї границі вибуховості, то суміш не з д а т н а вибухати. П р и ц ь о м у в о н а з г о р я є спокійним п о л у м ' я м . Ш в и д к і с т ь поши­ р е н н я ф р о н т у хвилі г о р і н н я при а т м о с ф е р н о м у т и с к у с т а н о в и т ь б л и з ь к о 0,3—2,4 м / с . Тиск, щ о в и н и к а є при вибуху г а з о п о в і т р я н о ї суміші, визначається по формулі: Рвк6=

У " » -

(1.25)

де Р поч — п о ч а т к о в и й тиск г а з о п о в і т р я н о ї суміші до вибуху в П а ; Тв„б — т е м п е р а т у р а г а з і в , які у т в о р ю ю т ь с я при вибуху (1900—2000 ° С ) , °К; Т„оч — т е м п е р а т у р а газоповітряної суміші до ви­ буху, °К; ш — об'єм продуктів горіння газу з урахуванням азоту повітря; п — о б ' є м суміші г а з у в повітрі до вибуху. 16

Величини т і п визначаються рівняннями реакцій горіння складових частин газу з урахуванням балансу г а з у й а з о т у в повітрі, я к і б е р у т ь у ч а с т ь у р е а к ц і ї .

ЛІТЕРА

ТУРА

1. Громов А. В., Г у з а н о в Н. Е., Х а ч и к я н Л. А. З к с п л у а т а ц и о н н и к у магистральньїх г а з о п р о в о д о в . — М . : Н е д р а , 1987.

Пп.птапі'ький нафтовий •-("опп'-опочя-чувальний ТЕX ПІКУМ

1

Р о з д і л

2.

ПІДГОТОВКА

ГАЗУ Д О Д А Л Ь Н Ь О Г О

ТРАНСПОРТУВАННЯ 2.1. ОЧИЩЕННЯ ГАЗУ ВІД МЕХАНІЧНИХ ДОМІШОК, СІРКОВОДНЮ ТА ВУГЛЕКИСЛОТИ

П р и р о д н и й г а з г а з о в и х р о д о в и щ містить механічні т в е р д і та рідкі д о м і ш к и — пісок, пил, воду, м а с л о , конден­ сат, сірчасті сполуки тощо. З а л е ж н о в і д того, д е б у д е в и к о р и с т о в у в а т и с я г а з , до його якості пред'являють вимоги відповідно з ТУ У 320.00158764.007-95. Я к і с т ь газу, який надходить з п р о м и с л і в і г а з о п е р е р о б н и х з а в о д і в у м а г і с т р а л ь н і газо­ проводи, повинна забезпечити надійність і ефективність роботи г а з о п р о в о д і в т а к о м п р е с о р н и х с т а н ц і й . Вимоги до якості газу д л я комунально-побутового споживання такі: — з а б е з п е ч е н н я в з а е м о з а м і н и г а з у за його т е п л о в и м и характеристиками; — з а б е з п е ч е н н я санітарно-гігієнічних у м о в п о б у т о в и х приміщень, що мають газові прилади з горінням, без відведення продуктів з г о р я н н я ; — з а б е з п е ч е н н я б е з п е к и при в и к о р и с т а н н і г а з у . П р и в и к о р и с т а н н і п р и р о д н и х г а з і в у п р о ц е с а х хімічної п е р е р о б к и я к і с т ь г а з у в и з н а ч а є т ь с я у м о в а м и постійності його с к л а д у , відсутністю рідкої ф а з и і м е х а н і ч н и х домі­ ш о к , о б м е ж е н н я м вмісту в а ж к и х в у г л е в о д н і в і сполук сірки. О с н о в н и м и п о к а з н и к а м и о ц і н к и я к о с т і п р и р о д н о г о га­ зу, я к и й т р а н с п о р т у є т ь с я п о м а г і с т р а л ь н и х г а з о п р о в о д а х і п о д а є т ь с я с п о ж и в а ч а м , є: 1. Вміст вологи в г а з і . В о л о г а с п р и я є п р о ц е с у корозії г а з о п р о в о д і в і о б л а д н а н н я к о м п р е с о р н и х с т а н ц і й , утво­ ренню кристалогідратів. Д л я з а п о б і г а н н я цих я в и щ необхідно, щ о б т о ч к а роси г а з у п о волозі б у л а н а 5 — 7 ° К н и ж ч е н а й б і л ь ш н и з ь к о ї т е м п е р а т у р и г а з у при його т р а н с п о р т у в а н н і по газо­ проводу. 18

Таблиця

2,01

Технічні вимоги на гази горючі природні <Т> У 320.00158764.007-95) Норми

№

п/п 1 2 3 4 5 6

7

Найменування показників

Точка роси газу по волозі при 4,0 МПа, °С

не вища Точка роси газу по вуглеводнях, °С, не вища 3 Маса сірководню, г/м , не більше 3 Маса меркаптанової сірки, г/м , не більше Об'ємна частка кисню, %, не більше 3 Теплота згоряння нижча, мДж/м , при 20 °С і 100,325 кПа, не менше 3 Маса механічних домішок, г/м , не більше

до 30.09

з 01.10 до 30.04

—3

—5

0

0

0,02

0,02

0,036

0,036

0,5

0,5

32,5

32,5

0,003

0,003

з 01.05

З г і д н о ТУ У 320.00158764.007-95 на г а з и горючі при­ родні в с т а н о в л е н і технічні в и м о г и ( т а б л . 2 . 0 1 ) . З а з н а ч е н і н о р м а т и в и з а б е з п е ч у ю т ь с я п р и й н я т о ю тех­ нологією о с у ш е н н я г а з у на п р о м и с л а х і з а в о д а х , створю­ ють умови безгідратного т р а н с п о р т у в а н н я газу, надійної р об о ти з а с о б і в а в т о м а т и к и на к о м п р е с о р н и х і газорозподі­ л ь н и х с т а н ц і я х , в и к л ю ч а ю т ь підігрів г а з у п е р е д редукуванням. 2. Т о ч к а роси по в у г л е в о д н я х . Н а я в н і с т ь у г а з і вугле­ в о д н і в , які к о н д е н с у ю т ь с я , п р и з в о д и т ь при п е в н и х термо­ динамічних умовах до виділення конденсату. Це знижує п р о п у с к н у з д а т н і с т ь м а г і с т р а л ь н и х г а з о п р о в о д і в , збіль­ шує п о т р і б н у п о т у ж н і с т ь к о м п р е с о р н и х а г р е г а т і в . Сучасні сорбційні процеси (процеси поглинання з газу певних ф р а к ц і й ) д а ю т ь м о ж л и в і с т ь відділити з г а з у в а ж к і (•углеводні до т о ч к и роси « — 1 0 °С». Т а к а г л и б и н а вида­ лення д а є змогу найповніше використовувати вуглеводні д л я о т р и м а н н я з р і д ж е н и х г а з і в , г а з о в и х б е н з и н і в , індиві­ дуальних вуглеводнів. 3. Вміст с і р к о в о д н ю . Н а я в н і с т ь у г а з і с і р к о в о д н ю Сприяє р о з в и т к у к о р о з і ї в н у т р і ш н ь о ї п о в е р х н і г а з о п р о в о 19

дів, газоперекачувальних агрегатів, арматури, забруднює атмосферу приміщень токсичними продуктами. 3 З г і д н о з Д С Т У 5542-87 в 1 м г а з у п о в и н н о м і с т и т и с я не б і л ь ш е 0,02 г с і р к о в о д н ю . 4. Вміст м е х а н і ч н и х д о м і ш о к . Н а я в н і с т ь у г а з і меха­ нічних д о м і ш о к в и к л и к а є ерозію, з н о ш е н н я г а з о п р о в о д і в , к о м п р е с о р н и х а г р е г а т і в , п р и з в о д и т ь д о з а с м і ч е н н я конт­ р о л ь н о - в и м і р ю в а л ь н и х п р и л а д і в і з б і л ь ш у є вірогідність а в а р і й н и х с и т у а ц і й н а к о м п р е с о р н и х с т а н ц і я х , газопрово­ дах, газорозподільних станціях. 5. Вміст к и с н ю — у п р и р о д н и х г а з а х відсутній. П р и б у д і в н и ц т в і г а з о п р о в о д і в а б о ремонті кисень м о ж е бути в н е с е н и й , я к щ о в и к о н а н о н е д о с т а т н ю п р о д у в к у трубопро­ в о д у . Н а я в н і с т ь кисню в п р и р о д н о м у г а з і м о ж е п р и з в е с т и до у т в о р е н н я в и б у х о н е б е з п е ч н и х с у м і ш е й , а при н а я в н о с т і с і р к о в о д н ю — до в и д і л е н н я е л е м е н т а р н о ї с і р к и . 6. Вміст д в о о к и с у в у г л е ц ю . В сухому газі С С ь у т в о р ю є б а л а с т н у суміш, я к а з н и ж у є к а л о р і й н і с т ь г а з у . В природ­ них г а з а х , щ о т р а н с п о р т у ю т ь с я п о г а з о п р о в о д а х , містить­ с я відносно н е в е л и к а к і л ь к і с т ь д в о о к и с у в у г л е ц ю . З а т е х н і к о - е к о н о м і ч н и м и д а н и м и вміст С 0 2 у г а з і не п о в и н е н п е р е в и щ у в а т и 2 %. 7. Вміст м е р к а п т а н о в о ї і з а г а л ь н о ї о р г а н і ч н о ї с і р к и . М е р к а п т а н о в а сірка м і с т и т ь с я в г а з і у н е в е л и к і й кількості, вона вводиться в газ д л я надання запаху як одорант. В с т а н о в л е н и м и н о р м а м и вміст о д о р а н т у в г а з і з у м о в л е н и й 3 н е о б х і д н и м рівнем з а п а х у і с т а н о в и т ь 16 г / 1 0 0 0 м г а з у . Н а я в н і с т ь у газі о р г а н і ч н о ї сірки б і л ь ш е З О — 5 0 мг о б м е ж у є м о ж л и в і с т ь його в и к о р и с т а н н я б е з д о о ч и с т к и д л я хімічних п р о ц е с і в . 8. Ч и с л о В о б б е — це о с н о в н и й п о к а з н и к я к о с т і г а з у , що в и к о р и с т о в у є т ь с я в п о б у т о в и х г а з о в и х п а л ь н и к а х . Він в и з н а ч а є режим горіння газу в побутових приладах, взаєм о з а м і н у г а з у змінного с к л а д у д л я з а б е з п е ч е н н я нормаль­ ного режиму горіння. Ч и с л о В о б б е ( № ) в р а х о в у є в з а є м о з в ' я з о к т е п л о т и зго­ р я н н я г а з у (
Виходячи з умов нормальної роботи газових приладів, установлено номінальне значення числа Воббе, для якого регулюються газові прилади. Число Воббе природного газу, який транспортується по м а г і с т р а л ь н и х г а з о п р о в о д а х , с т а н о в и т ь від 11 0 0 0 до 3 12 000 к Д ж / м . При цьому відношення максимального з н а ч е н н я ч и с л а В о б б е до м і н і м а л ь н о г о не п е р е в и щ у є 1,1, щ о в і д п о в і д а є р е к о м е н д а ц і я м М і ж н а р о д н о ї г а з о в о ї спілки за допустимими м е ж а м и відхилень. Джерела

забруднення газопроводів

магістральних

А н а л і з з а б р у д н е н ь в н у т р і ш н ь о ї п о р о ж н и н и газопрово­ дів д а є з м о г у в с т а н о в и т и , щ о з а б р у д н е н н я є с к л а д н о ю б а г а т о к о м п о н е н т н о ю с у м і ш ш ю , я к а с к л а д а є т ь с я з пласто­ вої, к о н д е н с а ц і й н о ї т а п о в е р х н е в о ї вод, в у г л е в о д н е в о г о к о н д е н с а т у , емульсій, м е х а н і ч н и х д о м і ш о к , м і н е р а л ь н и х м а с е л , о р г а н і ч н и х к и с л о т , солей дво- і т р и в а л е н т н о г о з а л і з а , м е т а н о л у і гліколів. Д л я п і д в и щ е н н я г і д р а в л і ч н о ї е ф е к т и в н о с т і т а надій­ ності р о б о т и г а з о п р о в о д і в н а п і д п р и є м с т в а х п р о в о д я т ь с я періодична продувка й очищення внутрішньої порожнини т р у б о п р о в о д і в о ч и с н и м и п о р ш н я м и . П р и б у д і в н и ц т в і га­ зопроводів передбачаються установка вузлів запуску і п р и й м а н н я о ч и с н и х п р и с т р о ї в , л о к а л ь н е п і д в и щ е н н я швид­ кості г а з у т о щ о . П і д ч а с е к с п л у а т а ц і ї м а г і с т р а л ь н и х г а з о п р о в о д і в вини­ кають значні труднощі, викликані забрудненням газу. У т е п е р і ш н і й ч а с вірогідно в с т а н о в л е н о , що знос робо­ чих коліс в і д ц е н т р о в и х н а г н і т а ч і в п р я м о п р о п о р ц і й н и й вмісту п а д у . Н а й б і л ь ш у е р о з і ю м е т а л у р о б о ч и х коліс н а г н і т а ч а в и к л и к а ю т ь ф р а к ц і ї пилу б і л ь ш е 2 0 м к м . П р и впливі па м е т а л з м о ч е н о г о пилу інтенсивність е р о з і ї зрос­ т а є . А б с о л ю т н е з н о ш е н н я е л е м е н т і в р о б о ч о г о к о л е с а на­ гнітача за В. Д. Д о б р о х о т о в и м м о ж н а визначити по формулі: Д а в с = Дпнт.- Р і - Р 2 ' Р з - С ,

(2-02)

Д„„ т .—

де п и т о м е з н о ш е н н я п е в н о г о е л е м е н т а к о л е с а (ро­ бочого диска, покриваючого диска, л о п а т к и т о щ о ) ; Р , — коефіцієнт, щ о враховує розмір часток а б р а з и в у ; р 2 — п о п р а в к а на швидкість обертання ротора; Р 3 — коефіцієнт, що враховує наявність у газі вологи, конденсату; 21

О — кількість а б р а з и в у , я к и й п р о й ш о в ч е р е з н а г н і т а ч . Ресурс робочого колеса можна визначити по формулі: Т =

.

в

24 5 к

г

,

(2.03)

де 5 — г р а н и ч н о д о п у с т и м и й з н о с е л е м е н т а , я к и й обме­ ж у є р е с у р с р о б о т и к о л е с а , мм. Методи

очищення

газу

О ч и щ е н н я п р и р о д н о г о г а з у від м е х а н і ч н и х д о м і ш о к з д і й с н ю є т ь с я в д е к і л ь к а е т а п і в : у п р и в и б і й н і й зоні, на п р о м и с л і , на лінійній ч а с т и н і і КС м а г і с т р а л ь н и х газопро­ в о д і в та к і н ц е в о — на Г Р С . П р и в и б і й н а з о н а с в е р д л о в и н и о б л а д н у є т ь с я фільтра­ м и . Існуючі к о н с т р у к ц і ї ф і л ь т р і в — це с т а л е в і т р у б и з п е р ф о р а ц і є ю . Г р а в і й н і фільтри я к і с н і ш е о х о р о н я ю т ь коло­ ну с в е р д л о в и н и від виносу піску, в а п н я к у та інших до­ мішок. Д р у г и й етап очищення газу виконується на промислі в н а з е м н и х с е п а р а т о р а х , г а з о ч и щ а є т ь с я від води і кон­ д е н с а т у , а т а к о ж від ч а с т о к п о р о д и і пилу. Третій е т а п о ч и щ е н н я в і д б у в а є т ь с я н а к о м п р е с о р н и х с т а н ц і я х г а з о п р о в о д у і п е р е д б а ч а є о ч и щ е н н я г а з у від м е х а н і ч н и х д о м і ш о к ( т в е р д и х і рідких ч а с т о к ) . Четвертий етап очищення газу знаходиться на Г Р С і п р и з н а ч е н и й д л я о с т а т о ч н о г о о ч и щ е н н я г а з у перед спо­ живанням. П р о м и с л о в і п и л о в л о в л ю в а ч і п о д і л я ю т ь с я н а дві групи в і д п о в і д н о до п р и н ц и п і в о ч и щ е н н я г а з у — на а п а р а т и с у х о г о і м о к р о г о в і д д і л е н н я пилу. Д о а п а р а т і в сухого відділення пилу відносяться гравітаційні сепаратори і ц и к л о н н і п и л о в л о в л ю в а ч і , п р и н ц и п дії я к и х п о л я г а є в ш т у ч н о м у о с а д ж у в а н н і пилу під д і я м и сил в а г и і в резуль­ т а т і з н и ж е н н я ш в и д к о с т і течії г а з у . Р о з м і р ч а с т о к пилу, щ о о ч и щ а ю т ь с я в цих а п а р а т а х , п о н а д 4 0 м к м . Д о а п а р а т і в м о к р о г о в і д д і л е н н я пилу в і д н о с я т ь с я мас­ ляні пиловловлювачі, де очищення газу проходить за д о п о м о г о ю п р о м и в а н н я г а з у рідиною. Ц е й тип пиловлов­ лювачів разом із циклонними а п а р а т а м и з н а й ш о в широке з а с т о с у в а н н я в г а з о в і й п р о м и с л о в о с т і . Д о с т о ї н с т в о м вер­ т и к а л ь н и х м а с л я н и х пиловловлювачів є високий ступінь о ч и щ е н н я г а з у ( 9 7 — 9 8 % ) , а н е д о л і к а м и — в е л и к а метал о є м н і с т ь , в и н о с п р о м и в а л ь н о ї рідини, в е л и к и й гідравліч­ ний опір ( 3 5 — 5 0 к П а ) . 22

Я к п р о м и в а л ь н у рідину в м а с л я н и х п и л о в л о в л ю в а ч а х використовують солярове масло. Нормативна витрата 3 м а с л а с т а н о в и т ь 25 г на 1000 м .

Очищення

газу

від

сірководню

і

вуглекислоти

Ц е й п р о ц е с п р о в о д и т ь с я сумісним о ч и щ е н н я м е т а н о л а міновими к о м п о н е н т а м и , які е п о г л и н а ч а м и Н 2 5 і С 0 2 . Я к к о м п о н е н т и з а с т о с о в у ю т ь водні р о з ч и н и м о н о е т а н о л а м і н у ( М Е А ) , діетаноламіну (ДЕА) і триетаноламіну ( Т Е А ) . Вони є р е ч о в и н а м и д е щ о в а ж ч и м и за в о д у з температу­ рою к и п і н н я при тиску 0,1 М П а в і д п о в і д н о М Е А — 4 5 5 °К, Д Е А — 541 °К, Т Е А — 5 5 0 °К. Н а р и с у н к у 2.01 п о д а н о схему о ч и щ е н н я г а з у від Н 2 5 і С 0 2 з а д о п о м о г о ю М Е А . Г а з , я к и й о ч и щ а є т ь с я , надхо­ дить в абсорбер ( 2 ) . Назустріч потоку газу протитечією п о д а є т ь с я р е г е н е р о в а н и й р о з ч и н е т а н о л а м і н у , який погли­ нає з газу Н 2 5 і С 0 2 . Продукти взаємодії етаноламіну з Н 2 3 і С 0 2 ч е р е з т е п л о о б м і н н и к (6) н а д х о д я т ь у в и п а р н у колону ( 9 ) . Після додаткового нагрівання паропідігрівником (8) при т е м п е р а т у р і 3 7 3 ° К в и н и к а є р е г е н е р а ц і я етаноламіну з виділенням Н 2 3 і С 0 2 , які надходять у х о л о д и л ь н и к (5) д л я о х о л о д ж е н н я і в с е п а р а т о р (12) д л я р о з п о д і л е н н я на г а з и і к о н д е н с а т . Г а з и н а д х о д я т ь на п о д а л ь ш у п е р е р о б к у д л я о д е р ж а н н я сірки, с і р ч а н о ї кис­ л о т и . Р е г е н е р о в а н и й р о з ч и н е т а н о л а м і н у н а с о с о м (7) п о д а є т ь с я в а б с о р б е р ч е р е з т е п л о о б м і н н и к (6) і холо­ дильник ( 5 ) . Е т а н о л а м і н о в и й р о з ч и н не к о р о д у є с т а л ь і з а л і з о . С т у п і н ь о ч и щ е н н я д о с я г а є 99 % і в и щ е . Р о з ч и н л е г к о в і д н о в л ю є т ь с я . В и т р а т и води й е л е к т р о е н е р г і ї н е з н а ч н і . У д о с к о н а л е н н я т е х н о л о г і ч н и х п р о ц е с і в о ч и щ е н н я при­ р о д н и х г а з і в від Н 2 5 і С 0 2 п о в ' я з а н е з р о з р о б к о ю р я д у р о д о в и щ , які м і с т я т ь д о м і ш к и у в и г л я д і с і р к о в о д н ю та меркаптанів і потребують тонкого очищення природних г а з і в від с п о л у к с і р к и . О д н и м і з методів о ч и щ е н н я г а з у від о р г а н і ч н о ї сірки а д с о р б ц і й н и й п р о ц е с із в и к о р и с т а н н я м цеолітів м а р к и які п о к а з а л и п о г л и н а л ь н у і м е х а н і ч н у с т а б і л ь н і с т ь . Н а підставі д о с л і д ж е н ь , п р о в е д е н и х В Н Д І г а з у , за­ пропоновано технологічний процес очищення природного газу від м е р к а п т а н і в ф і з и ч н о ю а б с о р б ц і є ю з використан­ ням т р и б у т и л ф о с ф а т у ( Т Б Ф ) я к п о г л и н а ч а . Результати досліджень показали, що очищення забез23

Рис. 2.01. Схема очищення газу від Н 2 8 і С 0 2

24

почується д о з а л и ш к о в о г о вмісту м е р к а п т а н о в о ї сірки 3 в очищеному газі 5 0 — 8 0 мг/м . Н а дослідній у с т а н о в ц і б у л а п р о в е д е н а п е р е в і р к а мето­ ду виділення меркаптанів із конденсату обробкою лугом. П р и ц ь о м у була о д е р ж а н а д о с л і д н а п а р т і я о д о р а н т у , я к а за с в о є ю о д о р и з а ц і й н о ю х а р а к т е р и с т и к о ю в 1,35 р а з а е ф е к т и в н і ш а , н і ж с и н т е т и ч н и й е т и л м е р к а п т а н , щ о засто­ совується в газовій промисловості. З а с т о с о в у ю т ь м е т о д и о ч и щ е н н я п р и р о д н о г о г а з у від с і р к о в о д н ю н а основі в и к о р и с т а н н я н о в о г о а б с о р б е н т у сірчистих сполук, я к и й с к л а д а є т ь с я з суміші гліколей та їх ефірів і я к и й р а н і ш е був з а п р о п о н о в а н и й та у с п і ш н о в п р о в а д ж е н и й у газовій промисловості д л я осушення безсірчистого г а з у . Е т а н о л а м і н о в і м е т о д и о б р о б к и газу, які застосову­ ються в промисловості, одночасно з Н 2 3 м а й ж е повністю в и л у ч а ю т ь С 0 2 . Н е с е л е к т и в н і с т ь у к а з а н и х методів при­ зводить до підвищеної витрати абсорбенту та зниження е ф е к т и в н о с т і в и р о б н и ц т в а сірки й к и с л и х г а з і в . У теперішній час застосовується процес очищення газу від с і р к о в о д н ю , я к о м у д а л и н а з в у « К е м с в і т » з а наймену­ в а н н я м р е а г е н т у , що є н е о р г а н і ч н о ю с п о л у к о ю ц и н к у . При змішуванні порошкоподібного реагенту з водою у т в о р ю є т ь с я с у с п е н з і я , я к а є д ж е р е л о м іонів цинку, що в з а є м о д і ю т ь із с у л ь ф і т н и м и і о н а м и , у т в о р е н и м и п р и про­ х о д ж е н н і б у л ь б а ш о к с і р к о в о д н ю к р і з ь воду. У м о в о ю ефек­ т и в н о г о о ч и щ е н н я г а з у є його в о л о г о н а с и ч е н і с т ь . О ч и щ е н н я г а з у від с і р к о в о д н ю в и к о н у є т ь с я в цилінд­ р и ч н о м у к о н т а к т о р і , д о д о н н о ї ч а с т и н и я к о г о підводить­ ся г а з . У р о з с і к а ч і потік р о з с і ю є т ь с я на дрібні б у л ь б а ш к и , які п р о х о д я т ь к р і з ь ш а р суспензії з п о г л и н а ч е м . П о т і м очи­ щений г а з п р о х о д и т ь к р і з ь в о л о г о в л о в л ю в а ч і в і д в о д и т ь с я ч е р е з п а т р у б о к у верхній ч а с т и н і к о л о н и . Такі у с т а н о в к и з а б е з п е ч у ю т ь н а д і й н е о ч и щ е н н я г а з у від 1-ЬЗ до 0,008 мг/м'\ що в і д п о в і д а є в и м о г а м якості газу.

2.2. КОНСТРУКЦІЇ ПИЛОВЛОВЛЮВАЧІВ

В е р т и к а л ь н и й м а с л я н и й п и л о в л о в л ю в а ч ш и р о к о за­ с т о с о в у є т ь с я на к о м п р е с о р н и х с т а н ц і я х ( К С ) і Г Р С . У га­ лузі е к с п л у а т у є т ь с я р я д т и п о р о з м і р і в п и л о в л о в л ю в а ч і в 'Тібл. 2.02). 25

Таблиця

2.02

Технічна характеристика масляних пиловловлювачів Продуктивність,

Р о з м і р и від­ бійної насадки

Кількість т р у б о к

млн м ^ / д о б у Площа

мм 5,5

7,5

МПа

МПа

Висо­ т а , мм

кість

НОГО пе­ рерізу,

кон­ такт­ них

дренаж­ н и х ІЗ о с а д жу­ вальної секції

дренаж­ них і з

відбива­ чі»

Е X

X

відбійної секції

Й Щ

а

2,4

3,36

Маса, т

мм

Діаметр

Кіль­

ПОПСреЧ-

ш и р и н а , мм

Діаметр корпусу,

Т о в щ и н а стінки,

я Е 2 «о

ї

Ч Є 2 •*

і

0,

V? О О. о.

&

С 2 *о чо о а

контактних 2 т

і дренажних трубок, м

ї о а а.

400

5100

0,126

5

2

2

13

360

148

12

15

1,06

1,20

0,089

500

5350

0,196

6

2

2

24

430

222

15

18

1,52

1,72

0,089

600

5550

0,282

9

3

2

32

510

296

18

20

2,10

2,27

0,089

1000

5950

0,785

26

5

3

75

925

333

28

32

5,84

6,45

0,089

1200

6300

1,132

41

7

5

85

1135

333

33

40

8,50

9,80

0,089

1400

6650

1,535

49

8

6

105

1340

333

40

45

12,20

13,42

0,089

4,8

5,76

1600

7000

2,040

57

9

6

125

1532

333

44

52

15,90

18,92

0,089

9,6

11,52

2400

8800

4,520

127

20

23

175

2370

333

46

—

30,00

—

0,089

Рис. 2.02. Вертикальний масля­ ний пиловловлювач. / - люкл»:<. * - ш т у ц е р д л я р і в н е м і р а , її — в х і д і-н;іу, ш т у ц е р д л я лифмпнометрк, І ? - . в и х і д газу, С-~ ж а л ю з і й н а секція. 7, в - с е к а і Г к о н т а к т н и х І д р е ­

Рис. 2.03. Циклонний вловлювач

пило­

4—

нажних трубок, і

9 — трубка для зливання

наливання

масла

Конструкцію масляного вертикального пиловловлюва­ п о д а н о на р и с у н к у 2.02. П и л о в л о в л ю в а ч — це в е р т и к а л ь н а п о с у д и н а , розділе­ ні на чотири секції, я к і в и к о н у ю т ь різні ф у н к ц і ї в процесі Очищення г а з у . Н и ж н я с е к ц і я з а п о в н ю є т ь с я м а с л о м і і, Збірником шламу; секція контактних трубок служить Д ^ Д Л Я промивання газу; циліндрична частина до поперечної ча

27

напівперегородки є осаджувальною камерою; жалюзійна с е к ц і я с к л а д а є т ь с я із з и г з а г о п о д і б н и х р е ш і т о к , що вико­ нують р о л ь с е п а р а т о р а д л я в і д д і л е н н я р і д и н и з мікрочаст­ к а м и пилу. У пилоочищувальну установку входить маслогоспод а р с т в о : а к у м у л я т о р м а с л а , відстійники з о б в ' я з к о ю . Н е д о л і к и рідинних п и л о в л о в л ю в а ч і в повністю відсутні в циклонних пиловловлювачах. Конструктивно циклонний пиловловлювач (рис. 2.03) — це а п а р а т в е р т и к а л ь н о ї ц и л і н д р и ч н о ї ф о р м и з вбудо-' в а н и м и ц и к л о н а м и і с к л а д а є т ь с я з т р ь о х технологіч­ них с е к ц і й : р о з п о д і л е н н я г а з у , щ о н а д і й ш о в , о ч и щ е н н я г а з у , з б и р а н н я рідини т а м е х а н і ч н и х д о м і ш о к . Н е о ч и щ е ний г а з н а д х о д и т ь ч е р е з б о к о в и й вхідний п а т р у б о к , д о я к о г о п р и в а р е н і п ' я т ь ц и к л о н і в , р о з т а ш о в а н и х зіркоподіб­ но по колу. За рахунок відцентрової сили проходить відкидання, о с а д ж е н н я вологи і механічних домішок, які виводяться з апарата автоматично через д р е н а ж н и й штуцер. Р і з н о в и д о м ц и к л о н н и х а п а р а т і в є м у л ь т и ц и к л о н н і пи­ ловловлювачі, де за рахунок зменшення діаметра циклона підвищується якість очищення газу. З а к р у ч у в а н н я потоку г а з у в них в и н и к а є з а в д я к и с п е ц і а л ь н и м с п р я м о в у ю ч и м л о п а т к а м , з а к р і п л е н и м під кутом 2 5 — 3 0 ° . З н а ч н о впливає на якість очищення природних газів їх в о л о г о в м і с т . Тому е ф е к т и в н і с т ь р о б о т и ц и к л о н н и х пило­ в л о в л ю в а ч і в в у м о в а х п і д в и щ е н о г о вмісту в о л о г и , конден­ с а т у п о г і р ш у є т ь с я ч е р е з о с а д ж е н н я л и п к о ї м а с и (пил і к о н д е н с а т ) у прохідних п е р е р і з а х а п а р а т і в . Т е п е р екс­ плуатується ряд типорозмірів циклонних пиловловлювачів (табл. 2.03). В експлуатації на КС використовується о б л а д н а н н я різних з а р у б і ж н и х ф і р м ( « Д ж е н е р а л е л е к т р и к » , « Н у о в а піньоне», « К р е з о Л у а р » т а і н . ) . Ц е о б л а д н а н н я конструк­ т и в н о д е щ о в і д р і з н я є т ь с я від в і т ч и з н я н о г о і тому п о т р е б у є о с о б л и в о г о в и в ч е н н я , п р а в и л ь н о ї е к с п л у а т а ц і ї . Я к апара­ т и д л я о ч и щ е н н я г а з у від м е х а н і ч н и х д о м і ш о к н а К С застосовують скрубери фірм «Пірлес», фільтри-сепаратори « С М Р » т а інші. А м е р и к а н с ь к а ф і р м а « П і р л е с » д л я о ч и щ е н н я г а з у від механічних домішок випускає масляні пиловловлювачі і пористі ф і л ь т р и . С к р у б е р « П і р л е с » с к л а д а є т ь с я з та­ ких о с н о в н и х ч а с т и н : ц и л і н д р и ч н о г о к о р п у с у ( 1 ) , вхідно­ го (2) і вихідного (3) п а т р у б к і в , о г л я д о в о г о л ю к а ( 4 ) ,

28

характеристика циклонних пиловловлювачів очищення газу

«

3,92

5,48

1600

60

189

2,45

га

О . О..А

Максимал» робочий тч МПа

6,4

1

1 &

с>,«

С п

о

ц

г«

Е

Е

<и о її

%

с-

£5

.2 -

и

£

«

ГП 751

Т т

т О х (в

о

£ щ Е

*0-

105.00.000

6,4

3,92

5,48

1600

60

187

2,0

Те саме

ГП 198.00.000 ГП 199.00.000

6,4

3,92

5,48

1600

60

187

2,3

8,2

у

8

Габарити, ширина, і

Е

I

І : о . чо 2 с£ о

х

9

Найменування

Пиловловлювач мультициклонний вертикальний Те саме

О

Кількість ЦИКЛОИНИ) І елементів,

Т е а в г ш а

М і

Те саме

ГП 167.00.000

4,9

7,45

1600

60

187

Пиловловлювач циклонний вертикальний

ГП 426.00.000 ГП 458.00.000

15

3,92

5,48

1850

600

5

5,2/3,2

1533

23 000

3250 9300

Те саме

ГП 144.00.000

20

4,9

7,45

2000

600

5

5,2/3,2

1550

31 000

3500 9500

Те саме

ГП 692.01.000

5

3,93

5,5

1200

350

5

—

1360

6800

2240 5675

Пиловловлювач (скрубер) мультициклонний вертикальний

фірма «Пірлес»

16,8

5,97

7,45

2000

50,8

397

2,3

2,45

4670

д р е н а ж н о ї с и с т е м и ( 5 ) , а п а р а т у р и у п р а в л і н н я нагріван­ н я м і с к и д а н н я м к о н д е н с а т у ( р и с . 2.04, 2 . 0 5 ) . Р о б о т а с к р у б е р а з д і й с н ю є т ь с я т а к и м с п о с о б о м : при­ р о д н и й г а з ч е р е з вхідний п а т р у б о к і вхідну к а м е р у надхо­ дить у циклонні трубки; проходячи в д в а прорізи к о ж н о ї т р у б к и , г а з п р и с к о р ю є рух і н а б у в а є о б е р т о в о г о руху. Р і д к і і т в е р д і ч а с т к и в і д к и д а ю т ь с я до з о в н і ш н ь о ї стінки ц и к л о н н о г о е л е м е н т а , під д і є ю с и л и в а г и с к и д а ю т ь с я в накопичувальну камеру. Очищений газ по центральних т р у б а х в и с х і д н и м п о т о к о м н а п р а в л я є т ь с я у вихідну каме­ ру с к р у б е р а і д а л і ч е р е з вихідний п а т р у б о к — на вихід у н а г н і т а ч . Із н а к о п и ч у в а л ь н о ї к а м е р и р і д и н а і м е х а н і ч н і домішки скидаються продувкою в спеціальну збірну ємність. ЗО

колектор рідини -77?

У/7

///'

?/?—77?

77?—//?

/У7—7??—77?—777—77Г—77Г—77Г—777

Рис. 2.05. Дренажна обв'язка скрубера

//// /// ?// /// ні III

живлення газон КВЛ л і н і я з в ' я з к у газу К В П лінія теплоізоляції лінія обігріву перехідник

Рис. 2.06. Фільтр-сепаратор «СМР». / — фільтр-сепаратор, фільтруючі

2—швидкодіючий

елементи,

конденсатозбірпик, 600-вихідний, 12 — р е г у л я т о р

5 — роздільна

8 — кульовий

10—клапан рівня

фі" ф4",

з

кран

затвор,

З— в і д б і й н и й

перегородка, Оу

позицІонером, ІЗ— п о к а ж ч и к

туману.

9— к у л ь о в и й

// — клапан рівня,

козирок,

6—відділювачі

600-вхідний,

фі"

з

кран

4— 7— І)у

позицюнером,

14— р е г у л я т о р

фІ/4",

/ 5 — покажчик днференційного тиску

Фільтр-сепаратор «СМР» (Франція) призначений для в и д а л е н н я з потоку т е х н о л о г і ч н о г о г а з у рідини і механіч­ них д о м і ш о к ( р и с . 2 . 0 6 ) . С е п а р а т о р с к л а д а є т ь с я з д в о х с е к ц і й : се к ці ї о ч и щ е н н я від м е х а н і ч н и х д о м і ш о к і секції в л о в л ю в а н н я рідини, р о з д і л е н и х глухою п е р е г о р о д к о ю ; м а є д в а д р е н а ж н и х патрубки, жорстко з'єднаних із конденсатозбірником. К о н д е н с а т о з б і р н и к р о з д і л е н и й глухою п е р е г о р о д к о ю н а д в а відсіки: д л я п р и й м а н н я рідини й м е х а н і ч н и х д о м і ш о к , я к і потім в и в о д я т ь с я ч е р е з а в т о м а т и ч н у с и с т е м у дрену­ вання. Робота сепаратора здійснюється таким способом: газ ч е р е з вхідний п а т р у б о к (8) і відбійний к о з и р о к (3) над­ х о д и т ь у ф і л ь т р у ю ч у секцію ( 4 ) , де г а з о ч и щ а є т ь с я від 32

Таблиця 2.04 Технічна характеристика фільтра-сепаратора фірми «СМР» (Франція) №

Параметри

п/п 1

2

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

Продуктивність Номінальний робочий тиск Робочий тиск Розрахунковий тиск Пробний тиск при гідровипробуванні Робоча температура середовища Розрахункова температура стінки Об'єм Довжина апарата Довжина конденсатозбірника Середовище

Одиниці виміру

Кількість

3

4

3

млн м /добу 13,3 МПа 7,6 МПа 4,0—5,5 МПа 7Л5 МПа 11,6 338—233 °К 338—223 °К 3 13,3 м 8490 мм 6100 мм природнийі газ, вуглеводнеЇ В И Й конденсат > вода

м е х а н і ч н и х д о м і ш о к . Потім к р і з ь п е р ф о р о в а н і о т в о р и в корпусі фільтруючих патронів газ надходить у другу с е к ц і ю . В секції т у м а н о в і д д і л ю в а ч а (6) в о л о г а , я к а міс­ т и т ь с я в т р а н с п о р т о в а н о м у газі у в и г л я д і д р і б н о г о пилу, вловлюється сітчатими пакетами, коагулюється і стікає через дренажний патрубок у конденсатозбірник (7). Д л я з а б е з п е ч е н н я стійкої р о б о т и в з и м о в и й ч а с с е п а р а т о р обладнаний електрообігрівом нижньої частини апарата, к о н д е н с а т о з б і р н и к а т а його к о н т р о л ь н о - в и м і р ю в а л ь н и х п р и л а д і в . Технічна х а р а к т е р и с т и к а с е п а р а т о р а н а в е д е н а в т а б л и ц і 2.04. 2.3. ТЕХНОЛОГІЧНИЙ РОЗРАХУНОК МАСЛЯНОГО ВЕРТИКАЛЬНОГО ПИЛОВЛОВЛЮВАЧА Приклад

2.1

В и к о н а т и р о з р а х у н о к п и л о в л о в л ю в а ч а п р и т а к и х зада­ них умовах: 3 Д о б о в а продуктивність газопроводу ( ? = 12,7 млн м /добу, т и с к г а з у на прийомі КС РрОб. = 4,0 М П а , т е м п е р а т у р а (газу на вході в КС Гроб. = 288 °К, г у с т и н а г а з у р = 3 •=0,672 к г / м , к о е ф і ц і є н т с т и с л и в о с т і 2 = 0,89. 2

7-1120

33

Таблиця

2.05

Допустимі швидкості в пиловловлювачі Швидкість, м/с Тиск газу, МПа

у контактних

у вільному

набігання

т р у б к а х , ЇУК

п е р е р і з і , ЇКф

на ж а л ю з і , 1УЖ

1

2

3

4

1,0 2,0 3,0 4,0 5,0 6,0 7,0

3,35 2,35 1,95 1,68 1,50 1,38 1,27

1,12 0,79 0,65 0,56 0,50 0,46 0,43

0,65 0,45 0,37 0,34 0,28 0,26 0,24

П р и м і т к а : Допустимі швидкості розраховані при Х = 2 9 3 °К і 2 = 1. П р о п у с к н у з д а т н і с т ь п и л о в л о в л ю в а ч а в и з н а ч а є пере­ контактних трубок. С е к у н д н а в и т р а т а г а з у при з а д а н и х у м о в а х в и з н а ч а ­ ється по формулі: різ

24-3600-Р роб .-Г сг . е

12,7- 10 » 0,1013 » 288 3 = 3,73 м /с, 24 • 3600 • 4,0 • 293

(2.04) 3

де С} — к і л ь к і с т ь г а з у , що п і д л я г а є о ч и щ е н н ю , м / д о б у , Г р о б . — т е м п е р а т у р а г а з у н а в х о д і в К С , °К; Р с т . — стандартний тиск, М П а (Рст = 0 , 1 0 1 3 М П а ) ; Р р о б . — р о б о ч и й тиск, М П а ; Г о т . — с т а н д а р т н а т е м п е р а т у р а , °КЗ а л е ж н о від тиску в п и л о в л о в л ю в а ч і п р и й м а ю т ь с я т а к і допустимі швидкості (табл. 2.05). Для

заданих умов

приймаємо

ІУ0=0,56

м/с,

№к=

= 1,68 м / с . З а г а л ь н а потрібна п л о щ а групи пиловловлювачів д л я о ч и щ е н н я п р и й н я т о ї кількості г а з у в и з н а ч а є т ь с я п о фор­ мулі: ^ _ = ^ з = 6 , 6 6 м*. (2.05) Кількість пиловловлювачів визначається по формулі: п0=-£-, / п

34

(2.06)

де / п — п л о щ а п о п е р е ч н о г о п е р е р і з у о д н о г о п и л о в л о в л ю ­ 2 вача, м ; п0— р о з р а х у н к о в а к і л ь к і с т ь п и л о в л о в л ю в а ч і в , я к а у в и п а д к у о д е р ж а н н я д р о б о в о г о ч и с л а о к р у г л я є т ь с я в біль­ ш у с т о р о н у д о цілого ч и с л а ( « ) . П р и р о з р а х у н к у п и л о в л о в л ю в а ч і в в и х о д и м о з наступ­ ного: з а г а л ь н а к і л ь к і с т ь п и л о в л о в л ю в а ч і в н е м а є бути мен­ ша двох; при в і д к л ю ч е н н і о д н о г о з п и л о в л о в л ю в а ч і в допускаєть­ ся п е р е в а н т а ж е н н я тих, що з а л и ш и л и с ь в роботі не б і л ь ш як на 33 %. До розрахунку приймаємо пиловловлювачі О, = 1400, О 2 = 1600, О 3 = 2 4 0 0 ( т а б л . 2 . 0 2 ) . 6,66

п

"

1,535

3

- 4 З-

1 %

'

4,52

о к р у г л я ю ч и , о т р и м у є м о п^ — Б, «2 = 4, п 3 = 2. З а т р а т и металу по кожному варіанту становлять: (2.07)

0 = 8-п,

де § — в а г а о д н о г о п и л о в л о в л ю в а ч а , т. С , = 12,2 • 5 = 61 т; С 2 = 1 5 , 9 • 4 = 63,6т; О 3 = 30 - 2 = 6 0 т . По з а т р а ч е н о м у металу найдоцільнішим буде варіант із п и л о в л о в л ю в а ч а м и /) = 2 4 0 0 м м . Д і й с н о і'.'їзове н а в а н т а ж е н н я н а о д и н п и л о в л о в л ю в а ч визначається: Т " "

І

Г " =

1 87 м 3

-

/с

(2.08)

При відключенні одного п и л о в л о в л ю в а ч а навантажен­ ня на д р у г и й б у д е <7П = 3,73 м / с , що с т а н о в и т ь 2 0 0 % ( т о б т о , з б і л ь ш е н н я н а 1 0 0 % при д о п у с т и м о м у 3 3 % ) . Цаступним типом по мінімальній витраті металу буде 0 = 1600 мм. У цьому випадку: ^ = ^ = 0 , 9 3

2*

3

м /с; 35

3

< 7 „ = ^ - = 1,24

м /с

Перевантаження становить 33 %. П р о в о д и м о перевірку дійсної швидкості газу: у контактних трубках: 2 /н = ^ - п =

3 14

'

-;-

0892

=2,66

V = -^у=

2

. 5 7 = 0,35 м ; м/с,

(2.09) (2.10)

де 2 / к — с у м а р н а п л о щ а п о п е р е ч н о г о п е р е р і з у контакт­ 2 них т р у б о к , м ; сІк—діаметр к о н т а к т н и х т р у б о к , м (с/к = 89 м м ) ; в осаджувальній секції: 2їл= ^

1

.

„

я=

3 14

0 0892

- -4 -

2

- 9 = 0,05 м ;

2 /о = / „ - 2 / д = 2 , 0 4 - 0 , 0 5 = 1 , 9 9 м ;

Г = ==

» 77

=047 мс

гІ- '

/>

(2.1.1)

(2.12)

213

< >

д е 2 / д — сумарна площа, яку займають дренажні трубки 2 в осаджувальній секції, м ; / о — п л о щ а вільного поперечного перерізу осаджу2 в а л ь н о ї секції, м . Т а к як дійсні ш в и д к о с т і в о с а д ж у в а л ь н і й секції в м е ж а х допустимої, то п и л о в л о в л ю в а ч вибраний правиль­

но.

Гідравлічний

розрахунок

В т р а т и т и с к у в п и л о в л о в л ю в а ч і в и к л и к а ю т ь с я місцеви­ ми опорами, величина яких визначається по формулі: Н = кі+Іг2+Н3+к4+Н5+ІгІІ,

(2.14)

д е в т р а т и : Нх— при р а п т о в о м у р о з ш и р е н н і г а з у н а в х о д і ; Н2— прй р а п т о в о м у з в у ж е н н і г а з у на вході в к о н т а к т н і трубки; /г3— у к о н т а к т н и х т р у б к а х ; /г4— при р а п т о в о м у р о з ш и р е н н і г а з у на в и х о д і з кон­ тактних трубок; 36

Таблиця 2.06 Значення коефіцієнтів місцевих опорів № п/п

1 2 3 4

Найменування місцевих опорів

Коефіцієнт

Раптове розширення газу на вході Раптове звуження газу на вході в контактні трубки Раптове розширення газу на виході з контактних трубок Раптове звуження газу на ви­ ході з пиловловлювача

0,25—0,35 0,53 1,0 0,5

«5— у ж а л ю з і й н о м у с е п а р а т о р і ; « 6 — на в и х о д і г а з у з п и л о в л о в л ю в а ч а п р и р а п т о в о м у звуженні. При раптовому розширенні і звуженні газу втрати (я,, « 2 . ^ 4 . я6) п і д р а х о в у ю т ь с я п о ф о р м у л і : Л. = 6 - ^ - .

(2Л5)

де £ — к о е ф і ц і є н т м і с ц е в и х о п о р і в ( т а б л . 2.06); р, \У — в і д п о в і д н о г у с т и н а і ш в и д к і с т ь г а з у на д а н і й 3 ділянці, кг/м , м/с. Визначаємо втрати: при р а п т о в о м у розширенні, г а з у на вході в пило­ вловлювач:

и/ =

_=

^

-=14,8 м / с ,

Ш

2

2

2 • 0,785 • а 2 • 0,785 • 0,4 де { / — д і а м е т р підвідного п а т р у б к а , м

^ • 0 , 3 . у - Щ

(2.16)

/ > \ (гі=0,4 м).

/

н/м*;

п р и р а п т о в о м у з в у ж е н н і н а вході в к о н т а к т н і т р у б к и : 2

і, п со 0,672 • 14,8 о по ,2 2 2 98' « 2 = 0,53 • = 3 , 9 8 н/м ; при раптовому трубок:

розширенні

« ^ и О .

0

^

6 6

на

виході

=0.242

з

контактних

2

н/м ; 37

при р а п т о в о м у з в у ж е н н і на в и х о д і з п и л о в л о в л ю в а ч а : Л с

,

0,672 • 0.47

2

пЛп

, „/ „ 2 .

/г6 = 0,5 • - 2 ^ 9 8 — = 0 , 0 0 4 н / м ; у контактних трубках:

де К — к о е ф і ц і є н т г і д р а в л і ч н о г о о п о р у ( о р і є н т о в а н о К=0,0089—0,01); Щ, Щ— в і д п о в і д н о п р и в е д е н а ш в и д к і с т ь рідини і газу, м/с; Р — д о в ж и н а т р у б о к , м; сі — д і а м е т р т р у б к и , м; р', р " — в і д п о в і д н о г у с т и н а рідини й г а з у в р о б о ч и х 3 умовах, кг/м . Н

-001

" з - О Д »

(2.66-1,5)

2

2 - 9,8 . 0,089

у. Х

Х1,4 [ 8 0 0 - ( 8 0 0 -0,672)

= 3,11

2

н/м ;

втрати тиску в жалюзійному сепараторі:

Л5 = £ Л і ! % . А . Коефіцієнт нольдса:

|

визначаємо

К е = ^"Ч

залежно

,

(2.18) від

числа

Рей-

(2.19)

д е с ? е = 4 т — е к в і в а л е н т н и й д і а м е т р ж а л ю з і й н о г о сепара­ т о р а , м; т—

гідравлічний

радіус ж а л ю з і й н о г о сепарато-

р а , м; Ра— к о е ф і ц і є н т ж и в о г о п е р е р і з у с е п а р а т о р а ; Р=Н • а — п л о щ а ж и в о г о п е р е р і з у с е п а р а т о р а ; и ^ ж — ш в и д к і с т ь н а б і г а н н я г а з у н а е л е м е н т и жалюзій­ ного с е п а р а т о р а ; 2 ц — д и н а м і ч н а в ' я з к і с т ь г а з у , кг • е / м (и=10,2Х 7 Х Ю - П а . с ) ; Н — висота жалюзійного сепаратора, м 38

а

де

+

6

0,01+0,008

-°'

56

'

2

2

( - °)

а — ширина проміжку м і ж ж а л ю з я м и ; б — товщина листа ж а л ю з і . т 2 / = 1,34-0,01 = 0 , 0 1 3 м ; „

п-ло

0,013

< = 4 • 0,02 = 0,08 ,-,„._. Н Є

. =02 /?5

ояя

0,3 . 0,08 . 0,672 7

~ 10,2. Ю - . 9 , 8 - 0 , 5 6

Відповідно з К є = 2 8 8 1 , А 0

м;

0,672 • 0,3

= 2881

. •

£ = 0,2 2

1,34

юо Н/М /2 0п 132

' 2 . 9,8 - 0,56- ' Ост '

-

З а г а л ь н і втрати в пиловловлювачі становлять: її = 2,252 + 3,980 + 0 , 2 4 2 + 0 , 0 0 4 + 3,11 + 0,132 = 2 = 9,72 н/м . Вибір

циклонного

пиловловлювача

В и б і р т и п у п и л о в л о в л ю в а ч і в ( П В ) п р о в о д и т ь с я , ви­ ходячи з добової продуктивності компресорної станції ( К С ) , пропускної здатності циклонних пиловловлювачів п о т и п а х ( д и в . т а б л . 2.03) і п и т о м и х м е т а л о з а т р а т а х . ; О п т и м а л ь н е р і ш е н н я в з а б е з п е ч е н н і з а д а н о ї продук­ т и в н о с т і К С м і н і м а л ь н о ю к і л ь к і с т ю а п а р а т і в і з макси­ м а л ь н о ю мірою їх з а в а н т а ж е н н я . З а г а л ь н а кількість ПВ має бути не менше двох (робочий і р е з е р в н и й ) . Я к щ о кількість пиловловлювачів с т а н о в и т ь чотири і більше, то р о з о р и п о потрібний, т а к я к д о п у с т и м е п е р е в а н т а ж е н н я гІЗ % д а є змогу компенсувати дефіцит продуктивності. П р и кількості пиловловлювачів менше чотирьох необхідно прийняти один резервний. П і с л я вибору ПВ за мінімальними питомими металоз а т р а т а м и в и к о н у ю т ь м е х а н і ч н и й і г і д р а в л і ч н и й розрахун­ ки в и б р а н о г о типу. Д а н і д л я розрахунку: М а т е р і а л к о р п у с у — с т а л ь 0 9 Г 2 С , 10Г2. С е р е д о в и щ е , я к е о ч и щ а є т ь с я — п р и р о д н и й г а з , що мі­ 3 с т и т ь м е х а н і ч н і д о м і ш к и (50 м г / м ) , к о н д е н с а т , в о д у ,

.Н 2 8.

39

Робоча температура, °К — 2 5 3 — 3 7 3 . Р о з р а х у н к о в и й тиск, М П а — 5,5. Р о б о ч и й т и с к , М П а — 4,0. 3 Г у с т и н а г а з у при Р = 0,1 М П а , 7 = 2 7 3 °К, к г / м — 0,8. 3 М а к с и м а л ь н и й вміст р і д к о ї ф а з и н а в х о д і , г / м — н е б і л ь ш е 5. С к л а д г а з у — С Н 4 , С2Н6, С 0 2 . 3 Р о з р а х у н к о в а густина рідкої ф а з и , к г / м — 700. Д о п у с т и м і в т р а т и т и с к у в П В , М П а — 0,04. 3 Питома вага твердих часток, к г / м — 2500—3000. О с н о в н і е л е м е н т и ц и к л о н н о г о п и л о в л о в л ю в а ч а показа­ но на р и с у н к у 2.07. ' С е к ц і я з б о р у м е х а н і ч н и х д о м і ш о к і рідини обігріваєть­ с я з о в н і ш н і м підігрівацем. П р и к л а д 2.2 В и к о н а т и т е х н о л о г і ч н и й р о з р а х у н о к ц и к л о н н о г о пи­ л о в л о в л ю в а ч а д л я К С м а г і с т р а л ь н о г о г а з о п р о в о д у з добо­ вою продуктивністю: е

3


6

3

Г П - 6 9 2 , п р о д у к т и в н і с т ю ^„ = 5 • 10 м / д о б у , 6 3 Г П - 4 2 6 , п р о д у к т и в н і с т ю ^ п = 1 5 • 10 м /добу, 6 3 Г П - 1 4 4 , п р о д у к т и в н і с т ю д„ = 20 • 10 м / д о б у . 1 . Д л я Г П - 6 9 2 п о т р і б н а кількість П В с т а н о в и т ь : пх= і ї ї а - = -Щ~ = 4 , <].і

(2.21)

?

п р и й м а є м о п, = 4. Металозатрати влять:

пропорційно

продуктивності 3

О ! = « ! • |г = 4 . 1360 = 5 4 4 0 к г / м л н м , де § — питомі м е т а л о з а т р а т и 5). 2. Д л я

стано­

(2.22)

(табл. розрахунку, додаток

ГП-426 п2-

Щ-

=1,33,

п р и й м а є м о п 2 = 2. У д а н о м у в и п а д к у р е з е р в н е п о т р і б н и й , т а к я к переван­ т а ж е н н я одного П В , тобто 33 %, у м е ж а х допустимого.

40

41

П р и з б і л ь ш е н н і ч и с л а п (1,34; 1,35...) р е з е р в о б о в ' я з к о ­ в и й , т о б т о н е о б х і д н о п р и й н я т и не п = 2, а п = 3. Питомі металозатрати д л я ГП-426 становлять: 3 Є 2 = 2 • 1 5 3 3 = 3 0 6 6 кг/млн м . 3.

Для

ГП-144 20

,

р е з е р в у п р и й м а є м о гс 3 = 2:

З урахуванням

3

0 3 = 2 - 1 5 5 0 = 3 1 0 0 кг/млн м . В и х о д я ч и з м і н і м а л ь н и х п и т о м и х м е т а л о з а т р а т , при­ ймаємо до установлення циклонний пиловловлювач Г П - 4 2 6 у к і л ь к о с т і п—2.

Розрахунок Склад

Мольна

газу

частка, *

сш 0>н 6 со2

0,8 0,18 0,02

2

1

коефіцієнта

стисливості

Р к р , , МПа

*«* 4,734 5,011 7,53

3,787 0,902 0,151

190,55 305,5 304,19

4,94

152,44 54,99 6,084 213,51

Приведений тиск: Р Приведена

-

Р + Р

° -

4+0

''

- 0 85

(2.23)

температура: т

П

Р-

Т 7-кр • і

293 = 1,37. 213,51

По з н а ч е н н я х Р кр . і Гкр. з н а х о д и м о по ( 2 ) з н а ч е н н я 2: 2^=0,89. Розрахунки

товщини

стінок

1. Д н и щ а : б„ н =

42

(2.24)

П р и й м а є м о бдн

= 3 8 мм.

2. Корпусу: »«-

б

2 . Х : - р +

55

с

+

+2 +

(2. і .шГ-5.5

"=

с

°'

(2 25)

> >

8

-

-

34 4

'

ММ

-

П р и й м а є м о б к = 3 5 мм, де Рр — розрахунковий тиск, М П а

(5,5 М П а ) ;

с ? в — внутрішній д і а м е т р корпусу, м м (для ГП-426, йв=1850 м м ) ; Рв — радіус кривизни до вершини еліптичного д н и щ а , мм ( р і в н и й сів); Ф — к о е ф і ц і є н т міцності з в а р н о г о ш в а ( ф = 1 ) ; о д о п — д о п у с т и м е н а п р у ж е н н я д л я с т а л і 0 9 Г 2 С при 7 = 3 7 3 °К ( а д о п . = 160 М П а ) ;

С — прибавка

на

к о р о з і ю до р о з р а х у н к о в о ї т о в щ и н и

стінки (С = 2 м м ) ; Сі = 0,8

ми

і

Сї = 0 9 мм

п

І

,

Р

и б а в к а на

С 2 = 4,2 мм — п р и б а в к а , штамповці днища.

Розрахунок

яка

мінусовий д о п у с к ; враховує

циклонної

утонення

при

насадки

\. П р о д у к т и в н і с т ь по г а з у в р о б о ч и х у м о в а х п р и мак­ 3 симальному навантаженні, м /с: 7

Р

у

86400 • я р • т0. г 0 '

°>

де Рр і 7 Р — відповідно робочі тиск і температура, М П а і °К; Ро і То— в і д п о в і д н о тиск 0,1 М П а і т е м п е р а т у р а , 2 7 3 °К; 2о \ 2 — в і д п о в і д н о к о е ф і ц і є н т и с т и с л и в о с т і а б с о л ю т н о ї і відносної: Ч

>

1 5 - 10°. 0,1» 293 . 0,89 86 400 - 4,1 . 273 - 1

1 П М

зд. *

43

2. Д о п у с т и м а умовна швидкість потоку газу в циклоні, м / с . П р и й м а є т ь с я від 2 , 2 д о 3 , 5 . П р и й м е м о №ц = 3 , 4 м/с. 2 3. Розрахункова площа, м :

4 . К і л ь к і с т ь ц и к л о н н и х е л е м е н т і в к о н с т р у к т и в н о при­ ймається га = 5. 5. Діаметр циклонного елемента, м: Л ц = 1 , 1 3 д ^ =

1

,

1

3

^

^

=

0

,

5

5 м .

(2.27)

Приймаємо йц = 0 , 6 м. 6. Д і й с н а швидкість потоку газу в циклоні, м/с: Ц7 = ц

І е _

=

і—-—

0,785 • Л\ • п

Дійсна

2

= 2 , 8 3

м/с.

0,785 • 0,6 • 5

(2.28)

'

швидкість у межах допустимої.

Розрахунок

штуцерів відводу

входу і рідини

виходу

газу,

1. Д о п у с т и м а ш в и д к і с т ь г а з у в ш т у ц е р і №V рекоменду­ ється в межах 7 — 2 5 м/с. Приймаємо №г = 17 м/с. 2 . Д і а м е т р ш т у ц е р а входу і в и х о д у г а з у , м : й,= 1 , 1 3 д /

Г

Х

= 1 , 1 3 - ^ Х

=о,54

м.

(2.29)

Приймаємо йг = 0 , 5 5 м. 3. Дійсна швидкість газу в штуцері, м/с:

4 . О б ' є м н а витрата уловленої рідини, м / с : ?

_

Б.

16.

р

=

10».

"вб400 - ї ж

Ю-

86 400 • 700

=

(2

0,00124

5 . Ш в и д к і с т ь рідини ( п р и й н я т а ) 44

=

3

м .

Н7р = 1 , 0 м / с .

-

31)

6. Д і а м е т р

з

^=^

штуцера

і

лГ^= '

і з

відводу

7

1

іо

уловленої

ж = 0

'

0 3 9 м

рідини,

м:

-

П р и й м а є м о с(р = 57 мм за Д С Т У 8732-70 ( 2 ) . 7. Д і а м е т р ш т у ц е р а в і д в о д у м е х а н і ч н и х д о м і ш о к при­ й м а є м о г і м д = 1 5 9 м м з а Д С Т У 8732-87. Розрахунок гідравлічного пиловловлювача

опору

Д л я розрахунку прийняті такі коефіцієнти 1. К о е ф і ц і є н т на

вплив

діаметра

(3):

циклона

/Сі = 0 , 9 5 - 7 - 1 , 0 .

2. П о п р а в к о в и й коефіцієнт на вплив запиленості: Я 2 = 0,85ч-0,93. 3. Коефіцієнт опору циклонів £ ц = 1154-155. 4 . З а л е ж н і с т ь к о е ф і ц і є н т а о п о р у ц и к л о н а від діаметра і концентрації пилу в и з н а ч а є т ь с я :

його

І = К, • К 2 • | ц = 0,95 • 0,93 • 1 1 5 = 1 0 1 , 6 . 5. Коефіцієнт, що враховує групову /С3 = 6 0 . 6. Коефіцієнт опору групового циклона:

компоновку

£гр.ц = Б + / ( з = 101,6 + 6 0 = 161,6. 7. Коефіцієнт опору штуцера виходу £вих = 0 , 5 . , 8. Г у с т и н а г а з у при 7 = 2 9 3 °К і Р = 4,0 М П а : ^

°

Т

^

Г -0,8

- / а Г - У м -

3 4

3

кг/м .

(2.32)

9 . Г і д р а в л і ч н и й опір п и л о в л о в л ю в а ч а , М П а : Д Р ,

= 1,06

6 д р

(о,81 " '4

6

+ 0 , 5 ~ ^ - ) . 10- =

6

= 1 , О б ( о , 8 1 ^ і р - . 3 4 . 161,6 + 0 , 5 - ^ . 3 4 ) . 1 0 - = = 0,0258 М П а .

(2.33)

10. К о е ф і ц і є н т г і д р а в л і ч н о г о о п о р у в і д в о д у на 9 0 ° : І9о=0,3. 45

11. Коефіцієнт т е р т я : ^ т р = 0 , 0 3 .

12. Гідравлічний опір трьох колін підвідного трубопро­ воду визначається по формулі:

= (3

•

0,3 + ^ -

0,03)

•

т

10

'-»' "=0.Ш>

МПа. (2.34)

13. С у м а р н и й МПа:

гідравлічний

опір

пиловловлювача,

А Р Ї = Д Р , + ЛР2=0,0258+0,0690=0,0327 МПа.

(2.35)

2.4. ОСУШЕННЯ ГАЗУ і БОРОТЬБА З ПДРАТОУТВОРЕННЯМ Через низьку якість осушення газу на промислах у м а г і с т р а л ь н и х г а з о п р о в о д а х к о н д е н с у є т ь с я в о л о г а , вна­ слідок знижується пропускна здатність і виникають умови д л я утворення кристалогідратів, які зовнішнім виглядом н а г а д у ю т ь сніг а б о л і д . К р и с т а л о г і д р а т и були в і д к р и т і а н г л і й с ь к и м хіміком X . Д е в і в 1810 р о ц і . З а с в о є ю струк­ турою газові гідрати є сполуками включення ( к л а т р а т и ) , я к і у т в о р ю ю т ь с я ш л я х о м у п р о в а д ж е н н я в п у с т о т и криста­ лічних структур, створених із молекул води, молекул газу. Спільна ф о р м у л а газових гідратів М • п Н 2 0 , де значення «п» з м і н ю є т ь с я в м е ж а х 5 , 7 5 + 1 7 з а л е ж н о від с к л а д у г а з у і умов виникнення гідратів. М а к с и м а л ь н а величина волог о в м і с т у ( п р и п о в н о м у н а с и ч е н н і ) з а л е ж и т ь від с к л а д у газу, зростаючи зі збільшенням кількості Н 2 3 і С 0 2 і з н и ж у ю ч и с ь і з підвищенням вмісту N 3 . На д і а г р а м і Р — Т ( р и с . 2.08) п о к а з а н і у м о в и утво­ рення гідратів. Г і д р а т и у т в о р ю ю т ь с я в з о н а х , р о з т а ш о в а н и х в л і в о від к р и в и х (2) і ( 5 ) . П р и п е р е т и н і к р и в и х ( 1 ) , (2) і (5) утворюється критична точка (С) розкладу гідратів. У точці ( В ) , у т в о р е н і й п р и п е р е т и н і к р и в и х (2) і ( 3 ) , о д н о ч а с н о існує с и с т е м а г і д р а т - л і д - в о д а - г а з . П р и нагрі­ ванні або зниженні тиску нижче критичного проходить р о з к л а д а н н я г і д р а т і в на в о д у і г а з . 46

Р%МПа

Рис.

2.08.

Діаграма фазового гідратів.

стану

/ — пружність парів гідратоутворювача, 2— рівноважні умови утворення г і д р а т і в , З—рівно­ в а ж н а м е ж а м і ж г і д р а т о м і л ь о д о м , 4 — пони­ ження температури замерзання в о д и , 5 — за­ лежність критичної температури розкладання гідратів від т и с к у

Рис. 2.09. Умови утворення гідратів. 1 — пропан,

2 — етан, 3 — природний метан

газ,

4 —

І с н у є д е к і л ь к а методів в и з н а ч е н н я т е м п е р а т у р и й тис­ ку початку гідратоутворення: графічний, аналітичний, графоаналітичний і експериментальний. Умови утворення г і д р а т і в д е я к и х г а з і в н а в е д е н і н а р и с у н к у 2.09. Засоби боротьби з гідратами: — з н и ж е н н я т и с к у в системі н и ж ч е р і в н о в а ж н о г о ; — підвищення температури газу до величини, я к а перевищує рівноважну; — осушення газу з метою запобігання конденсації парів води. П р о ц е с в и л у ч е н н я з г а з у п а р і в в о д и н а з и в а є т ь с я осу­ ш е н н я м . О с у ш е н н я п р и р о д н и х і попутних г а з і в м о ж е з д і й с н ю в а т и с ь а б с о р б ц і є ю з а д о п о м о г о ю рідких поглина­ чів а б о а д с о р б ц і є ю і з з а с т о с у в а н н я м т в е р д и х поглина­ чів — а д с о р б е н т і в . П е р е в а г и рідких п о г л и н а ч і в п о р і в н я н о з т в е р д и м и сорбентами полягають у наступному: — низькі перепади тиску в системі; — можливість осушення газів, які містять речовини, що забруднюють тверді сорбенти; — менші капітальні й експлуатаційні витрати. П р о т е ступінь о с у ш е н н я р і д к и м и п о г л и н а ч а м и м е н ш и й , а т е м п е р а т у р а г а з у , я к и й о с у ш у є т ь с я , м а є бути в и щ а з а 3 1 3 — 3 2 3 °КД л я а б с о р б ц і й н о г о о с у ш е н н я п р и р о д н о г о г а з у в основ­ ному використовують діетиленгліколь ( Д Е Г ) і триетиленгліколь (ТЕГ) (табл. 2.07). У випадку утворення гідратних пробок у газопроводі застосовують декілька методів їх р у й н у в а н н я : введення Таблиця 2.07 Фізико-хімічні властивості гліколів № п/п

1 2 3 4

5 6 48

Параметри

Молекулярна маса Густина при 20 °С/15 °С Температура кипіння при тиску (МПа) 0,1013 Температура: початку розкладу початку замерзання займання на повітрі Прихована теплота пароутворен­ ня при тиску 0,1 МПа В'язкість при температурі 293 °К

Одиниці виміру

кг/к

МОЛЬ

3

г/см

°к °к » Дж/кг 2

н с/м

ДЕГ

ТЕГ

106,12 1,118/1,119 518

150,17 1,125/1,127 558

437,5 265 350,5 0,628

479 266,4 445,9 0,418

0,0357

0,0478

в т р у б о п р о в і д інгібіторів, м е т о д и з н и ж е н н я тиску, піді­ грівання. М і с ц е з н а х о д ж е н н я г і д р а т н о ї п р о б к и в и з н а ч а ю т ь шля­ хом заміру тиску на т р а с і . П і д в и щ е н и й перепад тиску на якій-небудь ділянці свідчить про утворення гідратної пробки. Місце, у т в о р е н н я п р о б к и м о ж н а в и я в и т и з а допомо­ гою радіолокаційної антени і пересувної радіолокаційної станції, а т а к о ж просвічуванням труб гамма-випроміню­ ванням за допомогою радіоізотопного приладу Р І К - 6 М . Точка початку конденсації парів води з газу з а л е ж и т ь в і д т о г о , з я к о ю т о ч к о ю роси г а з н а д х о д и т ь у г а з о п р о в і д . Я к щ о в о н а буде в и щ е п о ч а т к о в о ї т е м п е р а т у р и г а з у , т о волога виділятиметься в самому початку газопроводу, н и ж ч е — в т о м у місці г а з о п р о в о д у , де т о ч к а роси дорів­ нює температурі газу. Д л я визначення точки початку конденсації парів води із г а з у при Т=ТТ.Р. з а с т о с о в у є м о ф о р м у л у : Т=Т0+{Т-Т0)

. е - " - | і - ^ і . - і ^ - ,

(2.36)

де Т, Т 0 — т е м п е р а т у р а г а з у в і д п о в і д н о г а з о п р о в о д у і н а в к о л и ш н ь о г о с е р е д о в и щ а , °К; Та— п о ч а т к о в а т е м п е р а т у р а г а з у , °К; ц — коефіцієнт Д ж о у л я — Т о м с о н а , ° К / М П а (табл. 2.08); Р { і Р2— т и с к в і д п о в і д н о на п о ч а т к у і в кінці газопро­ воду, М П а ; Ь — д о в ж и н а г а з о п р о в о д у , м; х — в і д с т а н ь від п о ч а т к у г а з о п р о в о д у до р о з г л я н у т о ї точки, м; а — к о е ф і ц і є н т , що в и з н а ч а є т ь с я по ф о р м у л і ( 2 . 3 9 ) . Таблиця 2.08 Зичення коефіцієнта Джоуля—Томсона Значення/*, ° К / М П а прн температурі, *К

ТИСК, МПа

248

273

298

323

348

373

0,10 0,52

5,6

4,8

3,0

2,6

4,7

4,1 4,0

3,5

5,5

3,4

3,0

2,6

2,50

5,0

4,8

3,6

3,1

2,6

2,3

5,15

4,5

3,8

3,3

2,8

2,4

2,1

3,6

3,2

2,7

2,5

2,1

1,9

10,3

49

П о ч а т о к зони конденсації в газопроводі визначаємо по ф о р м у л і , п р и й м а ю ч и , щ о Т=Ттр;. X

>

тр

"

= - 1, 1 п Г » і - ( / , - Р 1 ) + ( Г . - Г а ) а . і , , а 1 ( г - ( / ' і - Р 2 ) + (?Г т .0р . - 7 о ) а -

ІИ-(Рі-Р2)+(Тг. .-Т )а-Ь Кінець зони конденсації в газопроводі:

1 }

(2-38) о=

2

Кп

р*'г. . <з ?. с р ,

(2-39)

де К — к о е ф і ц і є н т т е п л о п е р е д а ч і в н а в к о л и ш н є середови­ 2 ще, Вт/м • °К; Б — з о в н і ш н і й д і а м е т р г а з о п р о в о д у , м; 3 р — густина газу, кг/м ; 3 (2 — о б ' є м н а в и т р а т а газу, м / д о б у ; Ср— т е п л о є м н і с т ь газу, Д ж / к г • °КП р и осушенні г а з у необхідно, щоб воно проводилось н и ж ч е т о ч к и роси, я к а з а б е з п е ч у в а л а б н о р м а л ь н и й ре­ ж и м т р а н с п о р т у в а н н я г а з у . Т о ч к а роси — т е м п е р а т у р а , до якої повинен охолоджуватися газ, щоб досягти стану н а с и ч е н н я в о д я н о ю п а р о ю п р и д а н о м у вологовмісті і незмінному тискові. П р и досягненні точки роси в газі або н а п р е д м е т а х , д о я к и х він д о т о р к а є т ь с я , п о ч и н а є т ь с я к о н д е н с а ц і я в о д я н о ї п а р и . О с у ш е н н я г а з у з в и ч а й н о здійс­ н ю ю т ь н и ж ч е т о ч к и р о с и н а 5 — 7 °КТ о в щ и н у г і д р а т у , я к и й у т в о р и в с я в г а з о п р о в о д і , мож­ на визначити по формулі: Д л я т о ч к и р о с и від 2 7 3 д о 2 4 3 ° К :

в=(«+1^.).(7-0-Гт^.1ВМ^ Д л я т о ч к и роси від 2 3 3 д о

(2.40)

223 °К:

6*=(т + п\еР).(Т0-Тг.р)

(2.41)

З м і н н і п а р а м е т р и Р, Т, Б в и з н а ч а є м о ч е р е з коефіцієн­ ти п і ш ( т а б л . 2 . 0 9 ) . Д а н і ф о р м у л и з а с т о с о в у ю т ь , к о л и т е м п е р а т у р а транс­ п о р т о в а н о г о г а з у буде н и ж ч а т о ч к и р о с и . О д н и м із м е т о д і в б о р о т ь б и з г і д р а т о у т в о р е н н я м є в в е д е н н я в потік г а з у інгібіторів. Як інгібітори використо­ вують: метиловий спирт ( м е т а н о л ) , розчини Д Е Г і ТЕГ. З а л и в к а м е т а н о л у в г а з о п р о в і д в и к о н у є т ь с я з а допо­ могою стаціонарних або переносних метанольниць. 50

Таблиця 2.09 Значення коефіцієнтів п і т О » 1000

0 - 5 0 0 мм

Темпе­ ратура, °К

т

п

мм

О - 1200

т

мм п

т

273

- 0,0207

0,0433

-0,0085

0,0816

-0,0076

263

-0,0116

0,0246

-0,0046

0,01025

-0,0046

0,00965

253

- 0,0064

0,0133

-0,0038

0,00400

-0,0037

0,00722

243

- 0,0041

0,0087

-0,0031

0,0063

- 0,0016

0,0034

233

-0,00072

0,00031

-0,00036

0,000155

-0,008

0,000125

223

-0,00046

0,00025

-0,00048

0,00025

- 0,00039 0,0002

0,0166

ПРИКЛАД 2 . 3 В и з н а ч и т и з о н у к о н д е н с а ц і ї вологи в г а з о п р о в о д і , не­ о б х і д н у к і л ь к і с т ь м е т а н о л у д л я о с у ш е н н я г а з у п р и наступ­ них д а н и х : 3 продуктивність ( 2 = 1 2 , 7 млн м /добу; д і а м е т р т р у б о п р о в о д у £) = 1,22 м; п о ч а т к о в и й т и с к Р , = 5,5 М П а ; к і н ц е в и й т и с к Р 2 = 4,0 М П а ; початкова температура газу Та = 2 6 3 °К; т е м п е р а т у р а н а в к о л и ш н ь о г о с е р е д о в и щ а Г 0 = 238 °К", довжина розрахункової ділянки І = 1 2 0 км; к о е ф і ц і є н т Д ж о у л я — Т о м с о н а ( І = 3,3 К / М П а ; 3 г у с т и н а р = 0,672 к г / м ; т о ч к а р о с и Г т .р. = 2 5 5 ° К ; т е п л о є м н і с т ь г а з у С р = 2512 Дж/кг; коефіцієнт теплопровідності # = 1 7 4 0 Вт/м В и з н а ч а є м о з н а ч е н н я к о е ф і ц і є н т а «а»: а—

24 • 1740 «3,14 • 1,22

2

• °К.

= 0,0002.

0,672 • 12 700 000 • 2512

Визначаємо початок зони конденсації XТ = Р

І

4

І

Г 3 , 3 ( 5 , 5 - 4 , 0 ) + ( 2 6 3 - 2 3 8 ) • 12» 10* • 2 • 10~

"}

4

0,0002 '002

(5 -4 ) 12 • 10 • 2 • 1 0 - " і ' І 33 , 3, 3 (5 , 5, 5 -4 , 0, 0 ) )+ + ( 2(5255-52-3283)8 •

= 1900 м = 1,9 к м . В и з н а ч а є м о кінець зони конденсації: V

0

_

1

0,0002

п

4

4

^ 12 • 10 . 2 • 10~ (263—238) 3,3(5,5-4,0)

+1

= 2 3 9 3 7 , 5 м = 24 к м . 51

В и з н а ч а є м о фактичну т е м п е р а т у р у ^ г а з о п р о в о д і , вва­ ж а ю ч и , що 7 = 7 т р : 2

і0 4 0 19 10

7 = 2 3 8 + ( 2 6 3 - 238) • 2,7~ '°- ~ - - - * — о о 5,5-4,0 3 3

20

~ ' 7 2 0 000Прийнята

10-4 0 19 104

1 -2,7- ' •

-' -

ІТГиР

7тр=255

=

о к . с„ 254 К

-

°К.

Р о з х о д ж е н н я 7 = 2 5 5 — 2 5 4 = 1 °К. Середній т и с к газу в г а з о п р о в о д і :

Р

СЕРЕДИ.

- ?-(/>• 1+ з \^

^ V 2 (!5> 5& + 4,0* \

Р , + Я 2 /-

3 \

'

5,5 + 4,0/

= 4,79 М П а .

263 268 273 278

52

(2.42)

285 288 293 29&7^И

Рис. 2.10. Графік утворення гідратів природних залежно від температури і тиску

_

газів

Вологовміст газу визначаємо по формулі: (2.43)

Ц = 4г+В. Значення А і В приймаємо (додаток 4 ) . £/н= -^-+0,01510=0,254 Вологовміст

холодного

3

г/м .

газу: 3

0,0229 = 0,486 г / м . Зміна

вологовмісту

газу:

Д£/ = с / в - £ / „ = 0 , 4 8 6 - 0 , 2 5 4 = 0 , 2 3 2

3

г/м .

(2.44)

Кількість рідкої води, що виділилась із газу: Ор... = МІ-С}=0,232 • 12 700 0 0 0 = 2 9 4 6 400 г / д о б у = = 2946,4 к г / д о б у .

/

298

(2.45)

/

/

233

/

і •

Температура утворення

288

гідрату

(Г гідр ) в и з н а ч а є т ь с я н а підставі

Рсеред„.

і Д. по р и с у н к у 2.10: ГгіДР. = 2 8 5

о

8

16

&

°К.

згмр#>

Рис. 2.11. Графік для визначення вмісту метанолу у воді 53-

зо 20

5

і

<Ф

<$

р

а

їм

іб

2,0 к„

ів

Рис. 2.12. Графік вмісту метанолу в паровій і рідкій фазах залежно від тиску і температури газу Необхідне з н и ж е н н я точки з а м е р з а н н я розчину: ,

ДГ = 7 ГІдр -Г п = 2 8 5 - 2 6 3 = 22 ° К . (2.46) В м і с т м е т а н о л у у воді у в і д с о т к а х в и з н а ч а є м о по м = 3 4 г р а ф і к у ( р и с . 2.11) В і д н о ш е н н я кількості п а р і в м е т а н о л у д о й о г о вмісту в рідині в и з н а ч а є м о по р и с у н к у 2.12: К м = 0,6 г / в а г . % . Концентрація метанолу в газі: 3

3

Кт=Мж • /См . 16 • 1 0 - = 34 • 0,6 • 16 . 10~ = 3

(2.47)

= 0,326 г / м .

о

Кількість метанолу, що насичує рідину: оР.в.-м. 2946,4-34 = 1517,8 к г / д о б у . 100—Мж 100—34

(2.48)

Кількість метанолу, що насичує г а з : Омг=<3-Л:мг= 12 7 0 0 0 0 0 - 0 , 3 2 6 = 4 1 4 0 к г / д о б у .

(2.49)

Кількість метанолу, що вводиться в газопровід: 0 « = Є м ж + < Л , г = 1517,8 + 4 1 4 0 = 5 6 5 8 к г / д о б у . Питома витрата метанолу: 9

54

"

=

Т = Ї Ж О " =°-

00044

3

5 кг/м .

.

(2.50) (2.51)

Установки

осушення

газу

та

їх

експлуатація

Абсорбери Абсорбція (лат. аЬзогЬео — поглинаю) — поглинання речовин із газової суміші рідинами. Швидкість абсорбції з а л е ж и т ь в і д т о г о , н а с к і л ь к и к о н ц е н т р а ц і я г а з у , щ о погли­ н а є т ь с я ( п а р і в в о д и ) , у г а з о в і й с у м і ш і п е р е в и щ у є кон­ центрацію цього компонента н а д розчином. Адсорбція п о л і п ш у є т ь с я з п і д в и щ е н н я м т и с к у і з п о н и ж е н н я м темпе­ р а т у р и . А б с о р б ц і я з д і й с н ю є т ь с я н а а б с о р б ц і й н и х установ­ ках, основним а п а р а т о м яких є абсорбер. А б с о р б е р — м а с о о б м і н н а б а р б о т а ж н а к о л о н а , облад­ н а н а т а р і л к а м и з круглими чи ж о л о б ч а т и м и ковпачками а б о 5 - п о д і б н и м и е л е м е н т а м и , щ о з а б е з п е ч у ю т ь постій­ ний р і в е н ь рідини н а т а р і л ц і . В о л о г и й г а з н а п р а в л я є т ь с я в н и ж н ю ч а с т и н у к о л о н и , де в с к р у б е р н і й секції п р о х о д и т ь відділення крапельної вологи. Назустріч потоку газу в абсорбер подається розчин гліколю, який вводиться на в е р х н ю т а р і л к у . С т і к а ю ч и п о т а р і л к а х у н и з , р о з ч и н вилу­ ч а є в о л о г у з г а з у і, н а с и ч у ю ч и с ь , в і д в о д и т ь с я з н и з у колони на регенерацію. Осушений газ проходить верхню с к р у б е р н у секцію, д е в і д д і л я ю т ь с я к р а п л і в и н е с е н о г о роз­ чину, і н а д х о д и т ь ч е р е з верх к о л о н и в г а з о п р о в і д . П і с л я с т а д і ї о с у ш е н н я п р и р о д н о г о г а з у гліколі використовують­ ся, пройшовши процес регенерації. Насичений вологою р о з ч и н г л і к о л ю ( р и с . 2.13) в и х о д и т ь із а б с о р б е р а , прохо­ дить перший теплообмінник, де підігрівається за рахунок т е п л а г а р я ч о г о п о г л и н а ч а , я к и й в и х о д и т ь з н и з у десорбе­ ра, і н а д х о д и т ь у в и в і т р ю в а ч , в я к о м у з н ь о г о в и д і л я ю т ь с я г а з и , поглинуті в а д с о р б е р і ( р и с . 2 . 1 3 ) . П о т і м р о з ч и н подається в другий теплообмінник і далі в десорбер д л я регенерації. Д е с о р б е р — м а с о о б м і н н а к о л о н а н а с а д о ч н о г о а б о тарілчатого типу. П р и діаметрі колони до 600 мм десорбер з а с и п а ю т ь насадкою, вище 600 мм — обладнують 14—18к о в п а ч к о в и м и т а р і л к а м и . Р і д и н у в в о д я т ь в с е р е д и н у коло­ ни. В н и ж н ю частину колони підводять тепло виносним в и п а р ю в а ч е м ( р и б о й л е р о м ) , д е носій н а г р і в а є т ь с я нагрі­ т и м г а с о м а б о в о д я н о ю п а р о ю . Н а в е р х д е с о р б е р а пода­ ють з р о ш е н н я — к о н д е н с а т в о д я н и х п а р і в , щ о виділя­ ю т ь с я при р е г е н е р а ц і ї р о з ч и н і в . Д е с о р б е р и р о з р а х о в у ю т ь графічно або аналітично за методом К р е й с е р а . Вивітрюв а ч і з а б е з п е ч у ю т ь н о р м а л ь н и й п е р е т і к р і д и н и з контакто­ ра ( а б с о р б е р а ) ч е р е з т е п л о о б м і н н и к и в д е с о р б е р . Вивіт­ р ю в а ч с п р и я є л і к в і д а ц і ї г а з о в и х п р о б о к . З в и ч а й н о вивіт55

ся СЗ

#

і

а

^

10 Рис. 2.13. Принципова схема установки осушення газу. / — а б с о р б е р , 2 — секція теплообмінників, 3 — вивітрювач, 4 — д е с о р б е р , 5 — випарювач, 6 — конденсатор, 7 — ємність д л я конденсату, В — вакуумнасос, 9 — насос для зрошення / — вхід

газу,

8

ч

-О »

и—вихід

ч •о

_

9

ж~

йз 2 ґз »

(Т)

тз о

N3

о

ю СО СЛ

о

сл

10-*- н а с о с ,

потреби,

я я о .

о

"""

° §

00

О

11— х о л о д и л ь н и к ,

IV — п а р а ,

X

12 — п р о м і ж н а є м н і с т ь Д Е Г ;

V— о х о л о д ж у ю ч а

— пара в атмосферу,

вода,

XI —

VI — з р о ш е н н я ,

VII — п а р и

ДЕГ,

ДЕГ

*

о о о

II

оо 2. сл сл

О

Я

О д ся аз _

її

2 т

.Я &з

*ч

+ о

р ю ю со

о СЛ о

О

>^

оз йз О о О •о

ю ю СО

СО

— §

"

-

58 <* X

03

+5 о

О

ю <£>

її її

О

-1 2

ш

03

СО Я

03 £я с л ^

о я о гь ТЗ Я сл о П> —

Я

Т З 03 ГдЗ Ч

Я

Я <"3

Я

оз Я йз

Я

63

2

03

<т>

О

О

II

Я В'

11

X ~

Л

£

і.

03

сл и> СЛ аз ч Я ("з ч О сл йз

•О

о' ч с 03 сл

_

"ю

гз О

; - о

Яз •О

Я

03

1 сл

ю

<г

йз О ••

От СО

СЛ N3

О

СЛ

О

ч

І

Н *<

0"

II 7

03

«

Я Ч Я- Ч X Т З =-оз 2 о »ю В Х 5 В 3 ь 55 3 » Я м О йз о

« 5 Я

ЮТЗ

03

л

Я Ь> О Л СЛ •В Я

1

П

Ф

з

^з

о

_

3

3

г, 03

о

«

О СЛ р СЛ

9>

2 •<

2

Я О

С п

СЮ С — со

« О в-

X X

>

СЛ

X

и 03

Я ^| СЛ X ' Я 2 О

О

Ж

ю

ОЗ О

03

5

5

З

сл ^" і сл со

О СЛ ю

Ж

N3

сл

^з

2

Ю Ч О

11

Я

-г

?

ж

• "а

іа О сл

"О

І * £

Г

2

О

03

ч ч т, 03 СЛ О 2 Я с ' •о Я О я я ж« Я О я. О т, ж о О, "о оз Т З о гз Я йз о ч ч п ТЗ •О З

03 Я

1_10 Чх. Яеа

Ь оз а

№

—і

Я

0Л 0г

СЛ

О

О

О В

ю О

03 03 •.

-1

£я

© о

<0

• ж <=>

•>4

О

О

^

•

о

Сл

Я'

О

> < «

Л>

колони, власні

— скидання конденсату,

бер

Сл

—

ОЗ

О

СО

>

-я тз-

2 03

<й _>

І - О

IX

на

03

И

о Я Я Л> Я

03

Я о

Сл

— конденсат,

х X о

випарної гази

2

Г П вз йз в »

сл

VIII

я.

о ч

со

Ш—неконденсуючі

із 5 З

м д

..

газу,

-і

О

Ь

Я

X я ТЗ О ч Ю ^ ІЗ Ж

Ж ><

О

а з

І

О

О

сл о Ю

ч

Я

Ч ТЗ

О

п>

2

2

-

03 ^

—

4 я о о

СЛ Ж

2

)а Я ^ 2 . Й 2 тЯз 35 ь О і: Я" я о я» я

ч << ТЗ С ~Л

І

^

)а 2 •<

Ї

»

ч

»

О

З

ч З 0"

О

52

гз С Н

Я 5 оз Ь 03 В О Я ^ ^3 ч

1

2 я

2

ч •< ©

0 О сл ю

Ч сг

X

є

^ ТЗ

55

пі

ш

? -і ^ 0 3 О я

я'

'<

о <<

Я Я 33 Я •о Я ТЗ О їа Я О

2" 5. ° 5 2сЗ Ж

Ж ох ш •А О 5я

О

є

£ .

сг

°

Ж Ж я

0

4

< \

/V Г

У

у

99

91

\ 99,5 251 »3

303 295 2(5 275 215 Температура контакту розчину %К

313 311

Рис. 2.14. Залежність точок роси газу, рівноважного з водним розчином ДЕГ З г і д н о (5) у р о з р а х у н к а х о с у ш е н н я з в и ч а й н о з а д а ю т ь к о н ц е н т р а ц і ю н а с и ч е н о г о г л і к о л ю на в и х о д і з а б с о р б е р а ч и в и т р а т у гліколю н а о с у ш е н н я . П р и ц ь о м у п р и й м а ю т ь в и т р а т у г л і к о л ю не м е н ш е 25 л на 1 кг в и л у ч е н о ї в о л о г и . Осушення газу здійснюють також в установках низькотемпературної сепарації. Газ, який надходить із с в е р д л о в и н и , м а є в и с о к и й п л а с т о в и й т и с к ( д о Р — = 45-=-50 М П а ) . В и с о к и й т и с к в и к о р и с т о в у є т ь с я д л я о д е р ж а н н я холоду, з а р а х у н о к я к о г о в и л у ч а ю т ь к о н д е н с а т і вологу з газу. 58

В установках низькотемпературної сепарації (НТС) від'ємні температури створюються внаслідок дроселюван­ ня (пониження тиску) газу високого тиску в штуцерах. Встановлено, що при дроселюванні газу в штуцері на Р = 6,1 М П а т е м п е р а т у р а г а з у в с е р е д н ь о м у з н и ж у є т ь с я на АГ = 0 , 3 3 ° К (коефіцієнт Д ж о у л я — Т о м с о н а ) . У схемі ( р и с . 2.15) не д о п у с к а є т ь с я у т в о р е н н я г і д р а т і в до штуцера (2). У с т а н о в к а п р а ц ю є т а к и м ч и н о м : г а з від с в е р д л о в и н и , я к щ о його температура недостатньо висока, надходить у п і д і г р і в а ч ( 1 ) , а потім у з м і й о в и к ( 5 ) , р о з т а ш о в а н и й у н и ж н і й ч а с т и н і с е п а р а т о р а ( 4 ) . І з з м і й о в и к а г а з надхо­ д и т ь у т е п л о о б м і н н и к (8) і, о х о л о д и в ш и с ь у н ь о м у до температури на 2 — З °К вище температури гідратоутво-

Рис. 2.16. Принципова схема осушення газу холодом з уведенням інгібіторів гідратоутворення. І — нафтовий газ, // — д р е н а ж води, /// — осушений газ, IV — к о н д е н с а т вуглеводнів, V — теплоносій, VI — х о л о д о а г е н т пропан, VII — х о л о д о а г е н т пропан, VIII — в и в і т р е н и й гліколь, // — н а с и ч е н и й гліколь, X — регенерований гліколь, XI — п а р и в у г л е в о д н і в , XII — п а р и в о д и ; / — повітряний холодильник, 2 — водовідділювач, З — теплообмін­ ник, 4 — пропановий охолоджувач, 5 — трифазний сепаратор, 6 — в і д с т і й н и к , 7 — с е п а р а т о р , 8 — р е г е н е р а т о р г л і к о л ю , 9 — на­ с о с , 10 — фільтр д л я гліколю

60

рення, надходить у сепаратор-водовідділювач (10), а потім у ш т у ц е р а х (2) п р о х о д и т ь д р о с е л ю в а н н я г а з у д о тиску, який дорівнює тиску в магістральному газопроводі. При дроселюванні в штуцері з газу в и п а д а ю т ь водяний І в у г л е в о д н е в и й к о н д е н с а т і у т в о р ю ю т ь с я г і д р а т и . Осілі г і д р а т и в с е п а р а т о р і з а н у р ю ю т ь с я під р і в е н ь к о н д е н с а т у , який підігрівається гарячим газом, що проходить по з м і й о в и к у (5) д л я р у й н у в а н н я г і д р а т і в . Х о л о д н и й г а з і з с е п а р а т о р а ч е р е з т р и х о д о в и й кран, (3) н а п р а в л я є т ь с я в міжтрубний простір теплообмінника ( 8 ) , а звідти — у збірний колектор сухого газу. Т е м п е р а т у р а г а з у перед ш т у ц е р о м п і д т р и м у є т ь с я н а з а д а н о м у рівні т е р м о р е г у л я т о р о м ( 9 ) . Я к щ о т е м п е р а т у р а г а з у п е р е д Н Т С в и с о к а , т о н а г р і в а ч (1) н е с т а в и т ь с я , а температура конденсату, який нагрівається змійовиком ( 5 ) , регулюється перепуском теплого газу по байпасу ( 7 ) . Г а з осушують т а к о ж на установках низькотемпера­ турної сепарації ( Н Т С ) . Вузол осушення газу п р а ц ю є т а к и м ч и н о м : г а з і з п р о м и с л і в п о д а є т ь с я під т и с к о м 0,11 М П а і с т и с к а є т ь с я в п о р ш н е в о м у к о м п р е с о р і до т и с к у 4,5 М П а . В м і ж с т у п і н ч а т и х х о л о д и л ь н и к а х г а з охолоджу­ є т ь с я д о т е м п е р а т у р и 3 0 8 — 3 1 3 °К, д е в и д і л я є т ь с я в о д а . Д л я запобігання утворення гідратів у теплообмінники й охолоджувач форсунками вприскується 75—80-процентний р о з ч и н Д Е Г ( р и с . 2 . 1 6 ) . Установка складається з повітряного холодильника ( 1 ) , в о д о в і д д і л ю в а ч а ( 2 ) , т е п л о о б м і н н и к а ( 3 ) , пропаново­ г о о х о л о д ж у в а ч а ( 4 ) , т р и ф а з н о г о с е п а р а т о р а ( 5 ) , відстій­ ника ( 6 ) , сепаратора ( 7 ) , генератора гліколю ( 8 ) , насоса д л я г л і к о л ю (9) і ф і л ь т р а д л я гліколю ( 1 0 ) . На установках НТС джерелом холоду застосовують т у р б о д е т а н д е р и . П о т у ж н і с т ь , р о з в и н у т у н а виході т у р б о д е т а н д е р а , в и к о р и с т о в у ю т ь у к о м п р е с о р і турбодетіандерного а г р е г а т у ( Т Д А ) д л я д о т и с к а н н я о ч и щ е н о г о і підігрі­ того в т е п л о о б м і н н и к у г а з у . Г а з при виході з у с т а н о в к и к о м п л е к с н о ї підготовки г а з у (УКТТГ) м а є бути о х о л о д ж е ­ ним, щ о д о ц і л ь н о р о б и т и с у м і щ е н н я м п р о ц е с і в п і д г о т о в к и й о х о л о д ж е н н я г а з у в одній у с т а н о в ц і . Ця у с т а н о в к а працює за такою схемою. Сирий газ компримується на д о т и с к у в а л ь н і й к о м п р е с о р н і й с т а н ц і ї ( Д К С ) і , пройшов­ ш и а п а р а т и п о в і т р я н о г о о х о л о д ж е н н я ( А П О ) , дотиска­ є т ь с я в к о м п р е с о р і Т Д А . П о т і м г а з п о с л і д о в н о охолоджу­ ється в А П О і рекуперативному теплообміннику ( Р Т О ) ( п р я м и й хід) і, р о з ш и р ю ю ч и с ь у проточній ч а с т и н і т у р б о детандера, досягає заданої температури сепарації. 61

За 03 ре О

аз

За _

Я О

Р

2. * £ » £ -і

0" я

сг і д « л

о «

я

о

„ Ьі £ <т> 03

Я

оз

х

о

а> ¥ £.

&

оз Я

Ь>

оз

2, X Й *

я 1

г

М й

" -

о о о

н

СГ я - • о

м о

п

о О

о 03 Я

Й

2

й

О

ф

=; *

я

я

я

X "О я

о За Я

н ег

т

о

2

а

03 За

•о ь

°

й И Я "О ьз оз юя 0\ д і оі я <тз 2 * я *< <п аз 5 ч н °" я с 31 03

^ М ї 2 2

«

?

?

оз

Я і

5

Кс і<;

,03 п> п < з Я я оз

тз

X

г

§*'§;

Ш

За

тз

Я С

о ~ я £ оо я тз я о

Вз

5

я

^

*•< ї з

"

03

•О.

о

Ж _ О 0\ оз

гтз

63 За

о о

м

оз оз

З

о

я л о> За я Ж' к о л ю я Б

З

ТЗ 03

03

н о тз тз — Ч

Я Я« Я

-з 03

X N3 0) •

оЗа

-

тз

в

«' оз пз н оз сг 5 оЯ я я

За За

я

то

03 Н За

О

Рис. 2.17. Схема двохадсорбної установки осушення газу.

оз

/, 6 — с е п а р а т о р , 2 — р е г у л я т о р п о т о к у , З— піч, 4 — п а н е л ь п н е в м а т и ч н о г о у п р а в л і н н я , 5 — х о л о д и л ь н и к , 7 — адсорбер; / _ в х і д вологого газу, // — газ на регенерацію, /// — г а з на а д с о р б ц і ю , IV — відведення води. V — в и х і д осушеного газу

2

я Я '

і

З д а т н і с т ь а д с о р б е н т у п о г л и н а т и р е ч о в и н и тим б і л ь ш а , чим б і л ь ш а й о г о п о в е р х н я . П о в е р х н я , я к а п р и п а д а є н а 1 г адсорбенту, називається питомою поверхнею. Процес адсорбції виникає в а п а р а т а х — адсорберах, які б у в а ю т ь періодичної і безперервної дії. На п р а к т и ц і з а с т о с о в у ю т ь д в а в и д и а д с о р б ц і ї — фі­ з и ч н у і хімічну. Хімічна а д с о р б ц і я б е з п о в о р о т н а і т о м у має обмежене застосування. Установки адсорбційного о с у ш е н н я м а ю т ь з в и ч а й н о 2 — 4 а д с о р б е р и . С х е м а осушен­ н я з д в о м а а д с о р б е р а м и п о д а н а н а р и с у н к у 2.17. Вологий газ надходить у сепаратор д л я вилучення м е х а н і ч н и х д о м і ш о к , к р а п е л ь н о ї в о л о г и , р і д к и х вуглевод­ нів і н а п р а в л я є т ь с я в а д с о р б е р . Осушений г а з із а д с о р б е р а надходить у магістраль. Ч а с т и н а с и р о г о в і д с е п а р о в а н о г о г а з у п о д а є т ь с я в піч д л я підігріву, а потім — в а д с о р б е р зі з в о л о ж е н и м осушувачем д л я регенерації останнього. Г а р я ч и й г а з п і с л я р е г е н е р а ц і ї о с у ш у в а ч а охолоджу­ ють в холодильнику і н а п р а в л я ю т ь у с е п а р а т о р д л я відділення вологи, вилученої з осушувача. Після відділення вологи газ змішується з оснрвним потоком сирого газу і надходить на осушення. Д л я о с у ш е н н я г а з у в п р о м и с л о в и х у м о в а х застосову­ ють силікагель, алюмогель, флорит, молекулярні сита, п р и р о д н і цеоліти ( ш а б а з і т , м о р д е н і т т а і н . ) , глину, бок­ сити. С и л і к а г е л ь — це г е л ь д в о о к и с у к р е м н і ю ( т а б л . 2 . 1 0 ) . Д л я осушення газу найефективніше застосування д р і б н о п о р и с т о г о с и л і к а г е л ю . М о л е к у л я р н і с и т а (синтетич­ ні ц е о л і т и ) — це к р и с т а л і ч н і а л ю м о с и л і к а т н і а д с о р б е н т и (табл. 2.11). Ц е о л і т и м а ю т ь великі п е р е в а г и п е р е д і н ш и м и о с у ш у в а ч а м и : г л и б о к и й ступінь о с у ш е н н я , в и с о к у в о л о г о є м н і с т ь п р и н и з ь к і й відносній во ло г ос ті і п і д в и щ е н і й т е м п е р а т у р і г а з у , м і ц н і с т ь при н а я в н о с т і к р а п е л ь н о ї в о л о г и , в и б і р к о в у адсорбційну здатність. П р и к л а д 2.5 В и к о н а т и р о з р а х у н о к б л о к а а д с о р б е р і в у с т а н о в к и осу­ а 3 ш е н н я г а з у п р о д у к т и в н і с т ю < 2 = 1 2 , 7 • 10 м / д о б у ; газ надходить з тиском Р = 5 , 5 М П а ; з температурою 298 °К; повністю насичений вологою. В о л о г і с т ь о с у ш е н о г о г а з у м а є в і д п о в і д а т и точці роси Г т .р.==255 ° К при тиску Р = 5 , 5 М П а ; 63

сл

Таблиця 2,10 Характеристика силікагелі» вітчизняного виробництва Гранульований

Кусковий силікагель Показники

Величина зерен Механічна міцність Насипна густина після осушення при 423°К, не менше Вологоємність при 293 °К і від­ носній вологості ( % ) , не менше: 20

Оди­ ниці виміру

крупнопористий

дрібнопорнстий

КСМ

ШСМ

МСМ

АСМ

КСК

ММ

2,7—7

1,5— 3,5

0,25— 2

0,2— 0,5

2,7—7

%

92

г/л

670

670

670

670

9,5

9,5

9,0

9,0

80

не нормується

дрібнолористий

крупнопористий

шск

мск

АСК

КСМ

ШСМ

КСК

ШСК

1,5— 3,5

0,25— 2

0,2— 0,5

2,7—7

1—3,5

2,7—7

1— 3,5

80

60

400 500

400 500

не нормується 400 500

400 500

94

85

86

62

670

670

400 500

400 500

% мас. 9,0

не нормується

40

20

20

20

19

не нормується

60

29

29

29

28

не нормується

100

35

35

35

35

70

70

16

9,0 не нормується 16

не нормується

не нормується 70

70

35

35

70

70

Таблиця

2.11

Характеристика різних типів цеолітів Показники

Тип цеолітів

Одиниці виміру КА

Насипна густина Водостійкість

3

СаЛ

СаХ

0,62

0,65

0,65

0,60

% мас.

—

96

96

96

ММ

62

90

72

90

70

100

80

95

85

120

95

100

—

750— 800

750— 800

1030

г/см

Динамічна активність по парах води при осушенні до точки роси 203 "К при роз­ мірі гранул: 4,5 3,6 2,0 2

Питома поверхня

м /г

Теплопровідність

Вт/м К

—

0,581

—

—

кДж/кг-К

—

0,795

—

—

—

2—4,5

4.5

—,

—

2—5

5,0

—

Питома теплоємність

2

Розміри гранул:

мм

діаметр

-"-

довжина

г а з с к л а д а є т ь с я н а 9 6 о б . % м е т а н у С Н 4 , р е ш т а ком­ п о н е н т і в С 2 Н 6 , С 3 Н 8 , С 0 2 т а інертні г а з и ; в і д н о с н а г у с т и н а г а з у Д = 0,672; 2 = 0,9. Д л я розрахунку приймаємо: 1. О с у ш у в а ч — цеоліт И а А . С т р о к с л у ж б и 3 — 4 р о к и . Вологоємність наприкінці служби 9 ваг. %; десорбцію в о л о г и з цеоліту п р о в о д я т ь с и р и м г а з о м , я к и й м а є темпе­ р а т у р у на вході в а д с о р б е р 5 2 3 ° К . Т е м п е р а т у р у на виході п р и й м а є м о 5 0 3 °К. 2. Лінійна швидкість газу при п а р а м е т р а х адсорбції № = 0,2 м / с ; ч а с к о н т а к т у г а з у й а д с о р б е н т у не м е н ш е 10 с. 3. Т р и в а л і с т ь ц и к л і в : а д с о р б ц і ї т а = 8 г о д . , регенера­ ції т р = 6 год., о х о л о д ж е н н я Т о = 2 г о д . 4. Д і а м е т р а д с о р б е р а <і = 3 м.

З

V

то

65

т

-ЇО-30-20

О

10 20 ЗО

¥0 50 60 70 80 зо ті,х

Рис. 2.18. Рівноважний вміст парів води в системі «природний гаї - вода» Розрахунок циклу адсорбції: В и з н а ч а є м о кількість адсорбенту по формулі: О =

<3 ( У і - і / ї К

(2.55)

де І)і—вологовміст г а з у н а п о ч а т к у п р о ц е с у о с у ш е н н я , 3 г/м . В и з н а ч а є м о по кривих р і в н о в а ж н о г о вологовмісту (рис. 2 . 1 8 ) : ІІ2— в о л о г о в м і с т г а з у в кінці п р о ц е с у о с у ш е н н я . При­ й м а є м о , що в с я в о л о г а в и л у ч а є т ь с я з г а з у , т о б т о У 2 = 0; 66

а3—динамічна вологоємність цеоліту або розрахункова 9 — 3 = 6 в а г . % ) . О=

12 7 10

' '

24\°'оо6

10 3 8

" '

=

(аг=3

35 2 7 8 КГ

=

36 Т

ваг. %

-

О т р и м а н у кількість цеоліту подвоюємо д л я забезпечен­ ня безперервності процесу, тоді з а г а л ь н а потреба цеоліту н а т р е т і й рік е к с п л у а т а ц і ї с т а н о в и т ь : 0 1 = 3 6 . 2 = 72т. :

Продуктивність одного адсорбера: У а = Г - 5=№-£^-0,785^-3600;

У а = 0,2

5,5

о9

10 2

'

• 0,785 • З

2

3

У,

3

• 3 6 0 0 = 317,1 • 10 м /год,

де 5 — п л о щ а п о п е р е ч н о г о п е р е р і з у а д с о р б е р а , 7. — к о е ф і ц і є н т з р і д ж у в а н н я г а з у ; 10,2 — перевідний коефіцієнт; 7 її — л і н і й н а ш в и д к і с т ь г а з у , м / с . Кількість адсорберів визначається: П&

(2.56)

317,1-10». 24 ~

1,ЬЛ

2

м ;

{ 2 Ь П

П р и й м а є м о п = 2. Т а к я к п р о ц е с п е р і о д и ч н и й , о т р и м а н у к і л ь к і с т ь адсор­ б е р і в подвоюємо, т о б т о у с т а н о в к а б у д е с к л а д а т и с я з д в о х технологічних н и т о к п о д в а а д с о р б е р и к о ж н а . В и з н а ч а є м о кількість цеоліту в одному адсорбері:

18 0т

<к ~~ ~Н - ВИСОТІ ш а р у ц а о л і т у

258

<- > 3

при його н а с и п н і й в а з і 0,65 т / м :

Ч а с к о н т а к т у газу й адсорбенту: т

* = і = 1 § =

19 5

'

= 20с,

(2.60)

тобто в д в а р а з и б і л ь ш и й п р и й н я т о г о .

З*

67

Розрахунок

стадії десорбції:

Витрата теплоти на нагрівання адсорбенту: ^і — 0а • С а д с /( Середи.

Де

^поч.)'

(2.61)

О а — м а с а а д с о р б е н т у , кг; Садс — п и т о м а т е п л о є м н і с т ь а д с о р б е н т у , Д ж / к г • °К

(С

ад

,=0,88

Дж/кг.°К);

7* середн . — с е р е д н я т е м п е р а т у р а р е г е н е р а ц і ї , ° К ; Тпоч — т е м п е р а т у р а а д с о р б е н т у н а п о ч а т к у регенера­ ції, °К.' (ГП0Ч=298

°К). 1

^середи.

в х . ^ * вих.

2

.

(2.62)

Твх., Гвих — т е м п е р а т у р и г а з у р е г е н е р а ц і ї в і д п о в і д н о на вході і в и х о д і з ш а р у в кінці р е г е н е р а ц і ї , °К. —

Т 1

середи.

523

+503 2

.... С 1 0 0 1 Г — < Л О

І\.


= 3,4 • 10

6

Дж.

Витрата теплоти на нагрівання адсорбера: (°}2—6м'См'( ^середи. де

Ом

7"поч.)»

(2.63)

— м а с а а д с о р б е р а , кг ( п р и й м а є м о на 1 кг адсорбен­

ту 3 кг м е т а л у ) . С м — питома теплоємність металу, Д ж / к г • К; < ? 2 = 18 0 0 0 • З • 0 , 5 •

( 5 1 3 - 2 9 8 ) = 5,8

•

10

6

Дж.

Витрата теплоти на нагрівання теплоізоляції: (^3=0,2 •

(32 = 0 , 2 • 5 , 8 •

10

6

=1,16 •

10

6

Дж. (2.64)

Витрата теплоти на нагрівання води: ^4

==

0 Н 2 О • С Н г 0 • ( Гкип. — Т'поч.)»

(2.65)

д е 0 Н 2 о — к і л ь к і с т ь в о л о г и , я к а м і с т и т ь с я в а д с о р б е н т і , кг; СНг0 — п и т о м а т е п л о є м н і с т ь води, Д ж / к г • К; Тшп.— т е м п е р а т у р а кипіння води при т и с к у г а з у регене­ рації, °К; <34=:

68

6 '8000-9 , 4 ) 1 8 7 . ( 5 5 9 _ 2 9 8 ) = 1 , 8 . 1 0 Д ж .

В и т р а т а теплоти на в и п а р ю в а н н я води: 1

< ? 5 = О н г С . • Свип =

Д

е

8

6

.

• 2256,8 =2,43-10

6

(2.66)

Дж,

СВт. — п р и х о в а н а т е п л о т а в и п а р ю в а н н я Д ж / к г . Втрати тепла: (26=0,1 $ 6 = 0 , 1

-

(^1-т-^2+^з+^4+^5)

(3,4 + 5 , 8 + 1 , 1 6 + 1 , 8 + 2,43) =

1,46-10

6

(2.67)

•

10

6

=

Дж.

В т р а т и т е п л а при р е г е н е р а ц і ї : <2р

= Р. +
( 2 р = ( 3 , 4 + 5 , 8 + 1 , 1 6 + 1,8 + 2 , 4 3 + 1 , 4 6 )

•

10

6

(2.68)

=

6

= 16,06 • 10 Д ж . Кількість теплоти, я к а надходить в адсорбер із г а з о м р е г е н е р а ц і ї , м а є д о р і в н ю в а т и в и т р а т і т е п л о т и н а реге­ нерацію: <2г = 0 Р .

Витрата

газу

(2.69)

регенерації:

<2г=

г-, \

0 = г

^

рег.

е

16,06 • 10 0,672 - 1,463 • 1,293 -(523—400) 3

(2.70)

/

газ.

=

3

= 1 0 2 7 1 3 м / ц и к л = 1 7 1 1 8 м /год, де

Гсеред». відх. = 4 0 0 ггіз.

°К;

С, — т е п л о є м н і с т ь газу ( С г = 1 , 4 6 3 Д ж / к г • К ) . По ддох технологічних лініях в и т р а т а становить: 3

С?, = 1.7 1 1 8 • 2 • 1 2 = 4 1 0 8 3 2 м , щ о с т а н о в и т ь 3 , 2 3 % від о б ' є м у , о с у ш у в а н о г о г а з у . Розрахунок циклу охолодження Температуру

шару

в

кінці

охолодження

приймаємо

Уочол = = 3 1 8 ° К

Кількість теплоти, яку необхідно лодженні адсорбенту ( 2 . 6 1 ) . 3

(З, = 1 8 0 0 0 • 0 , 8 8 • ( ^ ° -

298

відвести

при

- 3 1 8 ) = 1,3 » 10

6

охо­

Дж. 69

Кількість теплоти, яку необхідно лодженні адсорбера (2.63).

відвести

при 6


_ з 1 8 ) = 2 , 2 2 • 10

охо­

Дж.

Т е п л о в і в т р а т и при о х о л о д ж е н н і : Оз0хоЛ.=

(
•

6

0 , 0 5 = ( 1 , 3 + 2 , 2 2 ) . 10

• 0,05=

6

= 0,17 • 10 Д ж .

(2.71)

З а г а л ь н а теплота охолодження: Фзаг. = О.І + * ? 2

(^3 о х о л . =

6

6

= (1,3-|-2,22-0,17) • 10 = 3,35 • 10

Дж.

(2.72)

Д а н а т е п л о т а м а є бути в и н е с е н а х о л о д н и м г а з о м , я к и й н а д х о д и т ь в а д с о р б е р на о х о л о д ж е н н я . Кількість газу, необхідного д л я о х о л о д ж е н н я : Уо =

\

Д

е

т,

^ ОХОЛ.

(2.73)

ОХОЛ./

^ н о м . — т е м п е р а т у р а осушуваного газу (за умовою). охол.

6

3,35 • 10

0,672 • 1,463 •

1,29з( 5 0 3 + 2 9 8 — 29в)

3

3

= 25 709 м / ц и к л = 12 8 5 4 м / г о д . З в и ч а й н о , згідно технологічних міркувань в и т р а т а газу в циклі о х о л о д ж е н н я відповідає витраті г а з у в циклі р е г е н е р а ц і ї . Ч а с , з а я к и й з а к і н ч и т ь с я о х о л о д ж е н н я адсор­ бера, визначається:

_ <гг Т о х о л . -

-уг -

17118 Т а ж = 1,33 г о д .

Приймаємо час охолодження

70

тОХОл.=2

години.

(2.74)

2.5. ЕКСПЛУАТАЦІЯ І РЕМОНТ АПАРАТІВ ПО ОЧИЩЕННЮ Й ОСУШЕННЮ ГАЗУ

Вимоги Держнаглядохоронпраці України до апаратів по очищенню й осушенню газу Пиловловлювачі, абсорбери, адсорбери магістральних г а з о п р о в о д і в , які п р а ц ю ю т ь під в и с о к и м т и с к о м , підвідом­ чі Д е р ж н а г л я д о х о р о н п р а ц і України. Основні вимоги до них: Посудини, які мають внутрішній діаметр більше 800 мм, повинні бути забезпечені д л я їх огляду і ремонту н е о б х і д н о ю кількістю л а з і в , р о з т а ш о в а н и х у м і с ц я х , до­ ступних д л я обслуговування. Круглі л а з и повинні мати д і а м е т р у світлі н е м е н ш е 4 0 0 м м . Внутрішні пристрої, які з а в а ж а ю т ь огляду посудин, м а ю т ь бути знімними. П о з д о в ж н і зварні шви в окремих о б и ч а й к а х ц и л і н д р и ч н о ї ч а с т и н и п о с у д и н и , а т а к о ж мери­ д і а н н і а б о х о р д о в і ш в й д н и щ , я к і п р и м и к а ю т ь д о оби­ ч а й о к , не повинні бути п р о д о в ж е н н я м о д и н о д н о г о , а м а ю т ь бути з м і щ е н і п о в і д н о ш е н н ю один д о о д н о г о н а величину трикратної товщини листа, але не менш як на І00 мм (між осями). Розташування поздовжніх зварних швів у горизонтальних посудинах м а є бути поза м е ж а м и 140° н и ж н ь о ї ч а с т и н и к о р п у с у п о с у д и н и , я к щ о н и ж н я частина малодоступна д л я огляду, установка люків на поздовжніх зварних швах не допускається. П р и в и п у с к у і з з а в о д і в - в и г о т о в л ю в а ч і в посудин д о них м а ю т ь бути п р и к р і п л е н і н а в и д н о м у місці м е т а л е в і пласти­ ни з п о з н а ч е н н я м н а й м е н у в а н н я з а в о д у - в и г о т о в л ю в а ч а , номера посудини за списком заводу, року виготовлення, р о б о ч о г о тиску, н а й б і л ь ш о ї т е м п е р а т у р и стінки — я к щ о т е м п е р а т у р а п е р е в и щ у є 5 2 3 °К, і н а й м е н ш о ї — я к щ о т е м п е р и т у р н е е р е д о і н п ц а н и ж ч е 2 4 3 °К- Н а к о ж н у виготов­ лену п о с у д и н у ииготошіюіліч м а є с к л а с т и і п е р е д а т и за­ мовнику паспорт у с т а н о в л е н о ї ф о р м и . П о с у д и н и та Ті е л е м е н т и п р о х о д я т ь г і д р а в л і ч н е випро­ б о в у в а н н я з метою п е р е в і р к и їх міцності і ж о р с т к о с т і . П о с у д и н и м а ю т ь бути з а б е з п е ч е н і т а к о ю а р м а т у р о ю : з а п і р н и м и о р г а н а м и д л я в і д к л ю ч е н н я посудини від тру­ б о п р о в о д і в , що п і д в о д я т ь у п о с у д и н у і в і д в о д я т ь із посу­ д и н и г а з , п р и с т р о є м д л я в и л у ч е н н я с е р е д о в и щ а , я к е зна­ ходиться в посудині, а т а к о ж пристроєм д л я продувки і з л и в а н н я к о н д е н с а т у , м а н о м е т р о м , о б л а д н а н и м пристро­ єм д л я установки контрольного манометра, відключення 71

м а н о м е т р а в і д посудини і с п о л у ч е н н я з а т м о с ф е р о ю . Уста­ н о в к а п и л о в л о в л ю в а ч і в , а б с о р б е р і в , а д с о р б е р і в і т. п. м а є з а б е з п е ч у в а т и д о с т у п д о всіх ч а с т и н п о с у д и н и , м о ж л и в і с т ь о г л я д у , р е м о н т у й о ч и щ е н н я як в н у т р і ш н ь о ї , т а к і зовніш­ ньої сторін. . П о с у д и н и , щ о п і д л я г а ю т ь дії п р а в и л Д е р ж н а г л я д о х о р о н п р а ц і , м а ю т ь бути д о п у с к у в р о б о т у з а р е є с т р о в а н і в органах Держнаглядохоронпраці України. Т е х н о л о г і ч н и й цикл к о м п р и м і ю в а н н я г а з у п о ч и н а є т ь с я з його п і д г о т о в к и в п и л о в л о в л ю в а ч а х і у с т а н о в к а х осу­ шення. П р и о ч и щ е н н і г а з у від м е х а н і ч н и х д о м і ш о к н е д о в а н т а ­ ж е н н я а п а р а т а з н и ж у є якість очищення через погіршення в і д б о ю т в е р д и х і рідких ч а с т о к . Перевантаження т а к о ж негативно впливає на процес очищення, так як виникає сильне закидання масла в к о н т а к т н і т р у б к и і п і д в и щ е н е в и н е с е н н я його в г а з о п р о в і д . Пиловловлюючі апарати призначені для вловлювання рідких і т в е р д и х д о м і ш о к , які м і с т я т ь с я в г а з і . Газ о ч и щ а ю т ь на промислових установках підготовки газу: П р и незадовільному очищенні газу від конденсату значна частина конденсату осідає в пиловловлювачах, що створює ненормальний режим їх роботи через підвищення р і в н я п р о м и в а л ь н о ї рідини. В ц ь о м у в и п а д к у пиловлов­ люючі а п а р а т и можуть п р а ц ю в а т и на конденсаті, який не п о г і р ш у є с т у п е н я о ч и щ е н н я г а з у ( 9 8 % ) при умові забез­ печення стабілізації рівня. О б в ' я з к у п и л о в л о в л ю в а ч і в в и к о н у ю т ь т р у б а м и діамет­ ром до 426 мм в к л ю ч н о — с т а л е в и м и б е з ш о в н и м и , діамет­ р о м в и щ е 4 2 6 мм — п р я м о ш о в н и м и . Всі з ' є д н а н н я п о в и н н і бути з в а р н и м и , ф л а н ц е в і з ' є д н а н н я д о п у с к а ю т ь с я т і л ь к и в місцях приєднання арматури. П р и роботі у с т а н о в к и п и л о в л о в л ю в а ч і в в и к о н у ю т ь т а к і операції: заповнення маслом; зміну в і д п р а ц ь о в а н о г о м а с л а ; періодичне видалення бруду і конденсату; поповнення рівня масла; включення і відключення пиловловлювачів; І продувку. . П р и р о б о т і на к о н д е н с а т і к і л ь к і с т ь о п е р а ц і й змен­ шується. Заміна масла в пиловловлювачі виконується в такій п о с л і д о в н о с т і : в і д к л ю ч а ю т ь п и л о в л о в л ю в а ч з а к р и т т я м за­ с у в о к (3) і ( 4 ) ( р и с . 2 . 1 9 ) , з а к р и в а ю т ь з а с у в к у (І.6). на 72

Рис. 2.19. Схема обв'язки масляних пиловловлювачів. 1 — є м н і с т ь д л я к о н д е н с а т у і в і д п р а ц ь о в а н о г о м а с л а , 2 — в і д с т і й н и к и . З— а к у м у л я ­ тор, 4— п и л о в л о в л ю в а ч , 5 — газопровід, 6 — ємність для свіжого масла, 7 — ємність для бруду, № 1—4, № 10—20, № 25 — к р а н и для обв'язки пиловловлювачів

о б в ' я з ц і відстійників, з а с у в к и ( 1 9 ) , ( 2 1 ) , (23) т а к о ж м а ю т ь бути з а к р и т і ; д а л і в і д к р и в а ю т ь з а с у в к и (12) і ( 1 5 ) , потім, п о в і л ь н о в і д к р и в а ю ч и з а с у в к у ( 1 9 ) , н е о б х і д н о пе­ р е д а в а т и масло з пиловловлювача у відстійники. П і с л я п е р е д а в л ю в а н н я з а с у в к и ( 1 9 ) , (12) і ( 1 5 ) за­ к р и в а ю т ь . Ш л а м і з відстійників с п у с к а ю т ь в і д к р и в а н н я м з а с у в о к (17) і (18) (рис. 2 . 1 9 ) . П р и р о б о т і в і с ц и н о в и х ф і л ь т р і в н е о б х і д н о дотримува­ тись вимог: 1. К о н т р о л ю в а т и г і д р а в л і ч н и й опір ф і л ь т р і в . П р и опо­ р і ф і л ь т р а від 7 0 д о 100 к П а ф і л ь т р м а є бути в і д к л ю ч е н и й д л я промивання кілець. 2. Контролювати н а в а н т а ж е н н я вісцинових фільтрів. 3 . В и к л ю ч и т и ж и в л е н н я Г Р С г а з о м з і с т о р о н и нагнітіїиня. М а л е нининтажоїіііи п о л і п ш у є я к і с т ь о ч и щ е н н я г а з у ; при п е р е н а в в н т а ж е н н я х ф і л ь т р а я к і с т ь о ч и щ е н н я р і з к о з н и ж у є т ь с я І з б і л ь ш у є т ь с я г і д р а в л і ч н и й опір а п а р а т а . Норма витрати вісцинового м а с л а д л я з м о ч у в а н н я кілець 3 Р а ш и г а — 5 г на 1000 м г а з у . Д е ф е к т а ц і я апаратів здійснюється зовнішнім оглядом І ручним, в и п р о б о в у в а н н я м з а п і р н о ї а р м а т у р и . З а п і р н а а р м а т у р а в будь-якому положенні не повинна д а в а т и витікання газу в атмосферу. До очищення апаратів дозволяється приступати тільки після їх п е р е в і р к и і р е т е л ь н о г о п р о в і т р ю в а н н я . П р и ре­ монті н е о б х і д н о в и к о н у в а т и т а к і р о б о т и : 73

— внутрішній о г л я д у с т а н о в о к і у с у н е н н я помічених дефектів; — р е в і з і ю всієї з а п і р н о ї а р м а т у р и на г а з о в и х і м а с л я ­ них к о м у н і к а ц і я х ( р а з н а т р и р о к и ) ; — о ч и щ е н н я о с н о в н о г о і д о п о м і ж н о г о о б л а д н а н н я від бруду (не рідше двох р а з і в на р і к ) ; — п е р е в і р к у п о к а з у ю ч и х м а н о м е т р і в по в з і р ц е в и х при­ л а д а х (не рідше двох разів на р і к ) . П р и о ч и щ е н н і посудин н е о б х і д н о в р а х о в у в а т и можли­ вість н а я в н о с т і п і р о ф о р н и х с п о л у ч е н ь . П р и е к с п л у а т а ц і ї вісцинових фільтрів на Г Р С зі з в о л о ж е н и м газом активна плівка на кільцях швидко розчиняється і з м и в а є т ь с я конденсатом, який знаходиться в газі. Безперебійна та якісна робота вісцинових фільтрів м о ж е бути забезпечена підтриманням розрахункового р е ж и м у р о б о т и д а н о ї с т а н ц і ї , д о т р и м а н н я м п р а в и л до­ г л я д у і р е м о н т н о - п р о ф і л а к т и ч н и х робіт на в і с ц и н о в о м у фільтрі. П р о ц е с в і д н о в л е н н я п р а ц е з д а т н о с т і ф і л ь т р а потре­ б у є з а с т о с у в а н н я п а р и й о р г а н і ч н и х р о з ч и н н и к і в , громізд­ к о г о о б л а д н а н н я ( в а н н и , с т е л а ж і і т. п . ) і в и к о н у є т ь с я вручну. П р и перезарядці фільтра необхідно знизити тиск до а т м о с ф е р н о г о т а в і д к л ю ч и т и й о г о в і д г а з о п р о в і д н и х кому­ н і к а ц і й . П о т і м п р о в е с т и в и ї м к у к і л е ц ь Р а ш и г а , ї х проми­ вання гасом або содовим розчином. Після промивання кільця просушують і опускають у вісцинове масло (60 % ц и л і н д р о в о г о і 40 % д и з е л ь н о г о п а л и в а ) , потім їх розта­ шовують на стелажах д л я стоку надлишку масла. В ємність фільтра кільця з а с и п а ю т ь через патрубок завантаження. Ремонт циклонного п и л о в л о в л ю в а ч а — це о ч и щ е н н я н и ж н ь о ї і в е р х н ь о ї ч а с т и н п о с у д и н и від б р у д у ч е р е з н и ж н і й та верхній л ю к и . П е р е д розкриттям люків необхідно з допомогою д р е н а ж н о ї трубки вилучити н а я в н у рідину: — в і д ' є д н а т и п о с у д и н у в і д в х і д н о г о і в и х і д н о г о га­ зопроводів; — з н и з и т и т и с к у посудині до н у л я ; — зняти кришки люків.

74

ЛІТЕРАТУРА 1. Бунчук В. А. Транспорт и хранение нефти и г а з а . — М.: Недра, 1977. 2. Борщенко Л. И. Подготовка газа и конденсата к транс­ порту.— М.: Недра, 1987. 3. Центральное КБ нефтеаппаратурьі: Технологический рас ч е т . — М . , 1980. 4. Гуревич Д. Ф. Справочник по арматуре для газонефте проводов.— Л . : Недра, 1988. 5. Гриценко А. И., Александров И. А., Галанин И. А Физические методи переработки и использования г а з а . — М. Недра, 1981.

Р о з д і л

3.

ТРАНСПОРТУВАННЯ

ГАЗУ

3.1. ВИДИ ТРАНСПОРТУВАННЯ ПРИРОДНОГО ГАЗУ

Основним видом т р а н с п о р т у в а н н я природного газу є т р у б о п р о в і д н и й . Д о м а г і с т р а л ь н и х г а з о п р о в о д і в відно­ ситься більшість газопроводів, протяжність яких досягла в У к р а ї н і 34 т и с . км і я к і з а б е з п е ч у ю т ь п о д а ч у г а з у вели­ кій к і л ь к о с т і с п о ж и в а ч і в У к р а ї н и , а т а к о ж т р а н з и т ро­ сійського г а з у к р а ї н а м Західної Європи. Д о м і с ц е в и х в і д н о с я т ь с я г а з о п р о в о д и , я к і забезпечу­ ю т ь п о д а ч у г а з у від п р о м и с л і в д о с п о ж и в а ч і в у м е ж а х о д н о г о е к о н о м і ч н о г о р а й о н у д і а м е т р о м до 7 2 0 мм і про­ т я ж н і с т ю н е б і л ь ш е 1 0 0 — 2 0 0 к і л о м е т р і в . З а л е ж н о від робочого тиску газопроводи класифікують на два класи: до 1-го к л а с у в і д н о с я т ь с я г а з о п р о в о д и з р о б о ч и м т и с к о м 2 , 5 — 1 0 М П а , д о 2-го к л а с у — 1,2—2,5 М П а . Усі к р у п н і г а з о н о с н і р а й о н и С Н Д о б ' є д н а н і в спільну систему газопроводів. О с н о в н и м н а п р я м к о м п і д в и щ е н н я е ф е к т и в н о с т і і надій­ ності т р а н с п о р т у в а н н я г а з у п о г а з о п р о в о д а х в е л и к о г о д і а м е т р а є о х о л о д ж е н н я т р а н с п о р т о в а н о г о г а з у д о опти­ м а л ь н и х р і в н і в . З а л е ж н о від к л і м а т и ч н о ї з о н и , д е прокла­ д а є т ь с я газопровід, а т а к о ж способів о х о л о д ж е н н я газу т е м п е р а т у р и о х о л о д ж е н н я б у д у т ь різні. В а ж л и в о ю про­ б л е м о ю о х о л о д ж е н н я п р и р о д н о г о г а з у є р о з р о б к а ефек­ т и в н и х с п о с о б і в о б м е ж е н н я т е п л о в о ї дії т р у б о п р о в о д і в н а в і ч н о м е р з л і ґ р у н т и , щ о н е о б х і д н о д л я з б е р і г а н н я стійкості т р у б і з а х и с т у н а в к о л и ш н ь о г о с е р е д о в и щ а . У т а к и х га­ з о п р о в о д а х г а з п о в и н е н м а т и т е м п е р а т у р у б л и з ь к о 271 ° К п р о т я г о м у с ь о г о року. О с н о в н и м и с п о с о б а м и о х о л о д ж е н н я г а з у є А П О — на п е р ш о м у ступені о х о л о д ж е н н я і холо­ д и л ь н і м а ш и н и — н а д р у г о м у ступені о х о л о д ж е н н я . Перс­ пективним способом транспортування природного газу є т р а н с п о р т у в а н н я по т р у б о п р о в о д а х в е л и к о г о д і а м е т р а з цілорічним охолодженням газу на КС до температур, '76

близьких до 273 °К із використанням А П О і холодильних машин. П р и н ц и п о в о н о в и м способом т р а н с п о р т у в а н н я природ­ ного г а з у по т р у б о п р о в о д у є т р а н с п о р т у в а н н я його в о х о л о д ж е н о м у д о 2 0 3 ° К с т а н і при т и с к у д о 1 0 М П а , у з р і д ж е н о м у с т а н і — при т е м п е р а т у р і 163 °К і т и с к у 5,4—7,4 М П а . У теперішній час підвищився інтерес до можливості транспортування зрідженого природного газу ( З П Г ) по м а г і с т р а л ь н и х г а з о п р о в о д а х . У світовій п р а к т и ц і н е м а є д о с т а т н ь о г о досвіду в цій г а л у з і , х о ч а в о к р е м и х в и п а д к а х ефективно транспортувати З П Г у такий спосіб: комплекси З П Г включають установки зрідження, низькотемператур­ ні с х о в и щ а й у с т а н о в к и р е г а з и ф і к а ц і ї . Транспортування З П Г по трубопроводах. Ц е й вид т р а н с п о р т у в а н н я п о т р е б у є , щ о б весь ч а с з р і д ж е н и й г а з у т р у б о п р о в о д і п і д т р и м у в а в с я в р і д к о м у стані, т о б т о , не­ з в а ж а ю ч и на втрати напору і притоку тепла, т е м п е р а т у р а зрідженого газу повинна з а л и ш а т и с я нижче температури к и п і н н я при д а н о м у т и с к о в і . Т р у б и д л я З П Г п р а ц ю ю т ь при н и з ь к и х т е м п е р а т у р а х і т о м у повинні в и г о т о в л я т и с я зі с п е ц і а л ь н и х н і к е л е в и х сталей, які мають достатню ударну в'язкість. У діапазоні т е м п е р а т у р 1 6 3 — 1 5 3 ° К необхідну в ' я з к і с т ь м а ю т ь с т а л і з в м і с т о м нікелю 5 , 5 — 6 %. Транспортування З П Г в авто- і залізничних цистернах з д і й с н ю є т ь с я н а в і д с т а н я х , які н е п е р е в и щ у ю т ь д е к і л ь к а с о т е н ь к і л о м е т р і в . М і с т к і с т ь з а л і з н и ч н и х цистерн д о с я г а є 3 3 130 м , а в т о ц и с т е р н — 40 м . Цистерна складається з внутрішнього резервуара, виготовленого з нержавіючої сталі і підвішеного всередині зовнішнього р е з е р в у а р а з вуглецевої сталі. П р о с т і р м і ж ними з а п о в н е н и й п е р л і т о в о ю і з о л я ц і є ю і в а к у у м о в а н и й . С и с т е м а підвіски м а є ті ж в л а с т и в о с т і , ідо й н е р ж а в і ю ч а сталь у відношенні низьких т е м п е р а т у р І т е п л о п р о в і д н о с т і . Я к щ о з а в а н т а ж е н н я ц и с т е р н и здійсню­ є т ь с я при а т м о с ф е р н о м у т и с к у , т и с к у ній п і д н і м а є т ь с я д о 0,2 М П а з а 4 0 д і б . М а к с и м а л ь н о д о п у с т и м и й т и с к у в н у т р і ш н ь о м у р е з е р в у а р і с т а н о в и т ь 0,4 М П а . Д л я безпе­ к и т р а н с п о р т у в а н н я З П Г в а в т о ц и с т е р н а х н а них встанов­ люють спеціальні пристрої: — д в а запобіжні клапани, з д а т н і випускати весь об'єм газу при збільшенні тиску у внутрішньому р е з е р в у а р і б і л ь ш я к н а 1 0 % в с т а н о в л е н о г о (0,4 М П а ) ; — з а п о б і ж н і пристрої проти зворотнього з а й м а н н я ; 77

— клапан гасіння полум'я; — д в а м а н о м е т р и (у в н у т р і ш н ь о м у і з о в н і ш н ь о м у резервуарах); — с п е ц і а л ь н и й п р и с т р і й д л я с п а л ю в а н н я г а з у у випад­ к а х д о р о ж н і х подій, ч е р е з я к і а в т о ц и с т е р н а н е м о ж е рухатися далі. Т р а н с п о р т у в а н н я З П Г у т а н к е р а х є п е р е в а ж н и м видом т р а н с п о р т у в а н н я ц ь о г о п р о д у к т у . Тепер у світі .експлуату­ є т ь с я б л и з ь к о 100 суден д л я п е р е в е з е н н я З П Г . Є м н і с т ь ї х 3 р і з н о м а н і т н а і з н а х о д и т ь с я в м е ж а х 5 — 1 2 5 т и с . м . У пер­ ш и х т а н к е р а х з а с т о с о в у в а л и с я с а м о н е с у ч і т а н к и з алюмі­ нію а б о 9 % н і к е л е в о ї с т а л і . П і з н і ш е в и к о р и с т о в у в а л и с я вбудовані мембранні резервуари з нержавіючої сталі або інвара ( 3 6 % нікелева сталь). К о е ф і ц і є н т т е м п е р а т у р н о ї д е ф о р м а ц і ї і н в а р у п р и тем­ п е р а т у р і І 1 3 ° К у 10 р а з і в м е н ш и й , н і ж у н е р ж а в і ю ч о ї сталі. П е р е в а г о ю мембранної конструкції є можливість з м е н ш е н н я т о в щ и н и стінки д о 1,2 м м д л я а л ю м і н і ю і 0,5 м м д л я і н в а р у , щ о з н и ж у є в и т р а т и н а б у д і в н и ц т в о танкерів на 15 %. Вартість танкерів З П Г у 2 рази перевищує вартість танкерів д л я нафти. Експлуатаційні витрати т а к о ж значно вищі, що зумовлено виконанням вимог щодо забезпечення безпеки при їх експлуатації.

3.2. СКЛАД СПОРУД ЛІНІЙНОЇ ЧАСТИНИ МАГІСТРАЛЬНИХ ГАЗОПРОВОДІВ

М а г і с т р а л ь н і г а з о п р о в о д и с к л а д а ю т ь с я з д в о х основ­ них к о м п л е к с і в с п о р у д : — л і н і й н и х споруд, д о с к л а д у я к и х в х о д я т ь , в л а с н е , т р у б о п р о в і д і в і д к л ю ч а ю ч і - п р и с т р о ї на н ь о м у у в и г л я д і лінійних кранів, засувок, водо- і конденсатозбірників, к а м е р п у с к у і п р и й о м у п о р ш н я , а т а к о ж інших в у з л і в . Л і н і й н а ч а с т и н а м і с т и т ь різні п е р е х о д и ч е р е з природ­ н і і ш т у ч н і п е р е п о н и , с п о р у д и , які з н а х о д я т ь с я в з д о в ж траси; — г о л о в н и х і п р о м і ж н и х КС із к о м п л е к с а м и виробни­ ч о - д о п о м і ж н и х і о б с л у г о в у ю ч и х б у д і в е л ь та споруд, інже­ нерними м е р е ж а м и і комунікаціями. Магістральні газопроводи проходять по багатьох районах із різноманітними кліматичними умовами, що в и к л и к а є р і з н и й підхід д о с п о р у д ж е н н я т а е к с п л у а т а ц і ї т р у б о п р о в о д і в . У з в ' я з к у з ц и м т р у б и п о д і л я ю т ь на дві 78

групи. До першої групи відносяться труби у з в и ч а й н о м у в и к о н а н н і — т е м п е р а т у р а е к с п л у а т а ц і ї 2 7 3 °К і в и щ е ; т е м п е р а т у р а будівництва 233 °К і в и щ е . До другої групи відносяться труби, призначені д л я експлуатації при від'ємних температурах — т е м п е р а т у р а експлуатації до 2 5 3 ° К — 2 3 3 °К; т е м п е р а т у р а б у д і в н и ц т в а д о 2 1 3 °КМагістральні газопроводи та їх ділянки згідно Б Н І П - І І - 0 5 - 0 6 - 8 5 п о д і л я ю т ь с я на п ' я т ь к а т е г о р і й — В, І, I I , I I I , IV ( т а б л . 3.01) і д в а к л а с и : 1-й .клас — при Р р о 6 . б і л ь ш е 2,5 М П а д о 1 0 М П а в к л ю ч н о ; 11-й к л а с — п р и Рроо. б і л ь ш е 1,2 М П а д о 2,5 М П а в к л ю ч н о . Таблиця 3.01 Категорії магістральних газопроводів та їх дільниць Кількість м о н т а ж н и х

Величина тиску при

Категорія

т р у б о п р о в о д у п р и роз­

зварних з'єднань,

в и п р о б у в а н н і і три­

трубопроводу

Коефіцієнт умов роботи р а х у н к у й о г о на міц­

що підлягають контролю

валість випро­

і його дільниці

ність, с т і й к і с т ь і д е ф о р -

фізичними методами,

бування трубопро­

мативність, м

% від з а г а л ь н о ї кількості

воду

в

0,6 І 0,75 Приймається згідно II 0,75 БНІП-Ш-42-80 III 0,90 IV 0,90 П р и м і т к а : При випробуванні трубопроводів для лінійної частини його допускається підвищення тиску до величини, яка викликає напруження в металі труби до межі текучості з врахуванням мінусового допуску на товщину стінки. До категорій В, І і II в основному відносяться різні переходи через природні і штучні перепони, у гірській місцевості, при укладанні трубопроводів у тунелях, різні технологічні трубопроводи (КС, ГРС, ПЗГ та ін.) згідно вимог БНІП-ІІ-05-06-85. Т р у б и п о в и н н і м а т и з в а р н і з ' є д н а н н я , рівноміцні ос­ н о в н о м у м е т а л у т р у б и . В і д х и л е н н я від н о м і н а л ь н и х розмі­ рів з о в н і ш н і х д і а м е т р і в т о р ц і в е л е к т р о з в а р н и х т р у б н а д о в ж и н і н е м е н ш е 200 м м н е п о в и н н і п е р е в и щ у в а т и д л я труб діаметром д о 8 0 0 мм в к л ю ч н о р е г л а м е н т н и х з н а ч е н ь , а для труб д і а м е т р о м б і л ь ш е 8 0 0 м м — ± 2 м м . О в а л ь н і с т ь кінців т р у б ( в і д н о ш е н н я р і з н и ц і м і ж н а й б і л ь ш и м і най­ меншим діаметром в одному перерізі до номінального діаметра) не повинна перевищувати 1 %. Кривизна труб н е п о в и н н а п е р е в и щ у в а т и 1,5мм н а ї м д о в ж и н и . Кінці т р у б м а ю т ь бути о б р і з а н і під п р я м и м к у т о м і м а т и о б р о б к у к р о м о к під з в а р ю в а н н я .

Трубопровідна арматура — ц е пристрої, п р и з н а ч е н і

д л я к е р у в а н н я п о т о к а м и р о б о ч о г о с е р е д о в и щ а , щ о транс­ портується по трубопроводах. Арматура класифікується: 79

За призначенням: — запірна, я к а призначена для потоку с е р е д о в и щ а ; — пуск)

повного перекриття

з а п о б і ж н а , я к а з а б е з п е ч у є ч а с т к о в и й в и п у с к (пере­ робочого середовища д л я підвищення тиску;

— регулююча, току середовища різу; — контрольна, довища.

я к а керує р о б о ч и м и п а р а м е т р а м и по­ ш л я х о м з м і н ю в а н н я п р о х і д н о г о пере­ яка

визначає

рівень

робочого

сере­

За умовами роботи, д е в р а х о в у ю т ь с я тиск, температу­ ра, агрегатний стан, хімічна активність транспортованого середовища.

і

токсичність

За діаметром умовного проходу а р м а т у р а повинна відповідати таким вимогам: міцність, герметичність, надійність роботи, вибухобезпечність і корозійна стійкість. За величиною умовного тиску арматуру поділяють на п ' я т ь о с н о в н и х груп: в а к у у м н і ( Р у м е н ш е 0,1 М П а а б с ) , н и з ь к о г о т и с к у ( Р у від 0 д о 1,5 М П а ) , с е р е д н ь о г о тиску ( Р у від 1,5 до 10 М П а ) , в и с о к о г о т и с к у ( Р у від 10 до 8 0 М П а ) і надвисокого тиску ( Р у > 8 0 М П а ) . У газовій промисловості м а ю т ь н а й ш и р ш е застосуван­ ня к р а н и прохідні ф л а н ц е в і з к і н ц я м и під п р и в а р ю в а н н я в і т ч и з н я н і та імпортні, н а з е м н о г о і п і д з е м н о г о встанов­ л е н н я . Технічні х а р а к т е р и с т и к и к р а н і в н а в е д е н і в табли­ ц я х 3.02 т а 3.03. Таблиця 3.02 Технічна характеристика кульових кранів Тиск, МПа Марки

1

КШ-300-80-ПГП-УІ КШ-400-80-ПГП-УІ КШ-400-80-РП-УІ МА-39183-500 МА-39183-700 МА-39112-1000-01 МА-39183-1200-01 МА-39183-1400-01 80

Умовний прохід, мм

2

300 400 400 500 700 1000 1200 1400

Г а б а р и т н і р о з м і р и , мм М а с а , кг

випро­ буваль­ ний

довжина

висота

3

4

5

б

7

8,0 8,0 8,0 8,0 8,0 8,0 8,0 8,0

12 12 12 12 12 12 12 12

800 1170 1000 1200 1600 2200 2500 3200

825 2765 995 1150 1505 2420 5370 3755

942 1525 1331 2279 4900 13 240 20 114 25 000

робо­ чий

Таблиця 3.03 Технічна характеристика імпортних кранів із кульовим затвором Умов­ Фірма

1

Тиск

МПа

Г а б а р и т н і р о з м і р и , мм

ний прохід, мм

робоЧИЙ

випробуваль­ ний

дов­ жина

висота

2

3

4

5

б

М а с а , кг

7

«Кітамура валву» (Японія)

300 400 500

6,4 6,4 6,4

9,6 9,6 9,6

762 902 1054

3320 3522 3638

420 760 1200

«Со дю тарн» (Франція)

300 400 500

7,5 7,5 7,5

11,2 11,2 11,2

838 991 1194

1118—3278 3334 3608

810 1300 2311

«ЧКД бланско» (Чехія)

1000

6,4

9,6

2000

4600

13 000

«Валворт аллойко» і «Грове» (Італія)

300 400 500 700 1000 1400

762 991 1054 1397 2083 3521

3574 3833 3856 4364 4590 6310

1500 2000 2500 3500 12 000 19 000

«Борзіг» (Німеччина)

700 1000

1257 1640

2800 34 000

4450 11 000

7,5 7,5 7,5 7,5 7,5 7,5

(6,5) (6,5) (6,5) (6,5) (6,5) (6,5)

7,5 7,5

11,2 11,2 11,2 11,2 11,2 11,2

(9,6) (9,6) (9,6) (9,6) (9,6) (9,6)

11,2 11,2

Конденсатозбірники Д л я в л о в л ю в а н н я і відводу конденсату на магістраль­ ному газопроводі встановлюють конденсатозбірники. Конденсатозбірник с к л а д а є т ь с я з ємності, розташо­ в а н о ї під г а з о п р о в о д о м і з ' є д н а н о ї з н и м за д о п о м о г о ю патрубків і продувної труби. Видалення конденсату з ємності конденсатозбірника проводиться тиском газу, який знаходиться в газопроводі. Н а р и с у н к у 3.01 п о д а н о с х е м у о б в ' я з к и конденсато­ з б і р н и к а . Д л я а в т о м а т и ч н о г о с к и д а н н я к о н д е н с а т у кон­ денсатозбірник забезпечений спеціальними приладами АКО-ПМ. 81

7

ІХЬ

с

II

Рис. 3.01. Схема обв'язки конденсатозбірника типу «роз­ ширювальна камера». / — газопровід, 2 — розширювальна камера, З— м а н о м е т р , 4 — осушник, 5 — прилад А К О - П М , 6 — регулюючий клапан, 7 — ємність для з б и р а н н я конденсату, 8 — конденсатозбірішк

3.3. ВЛАШТУВАННЯ ТА ОБЛАДНАННЯ КОМПРЕСОРНИХ СТАНЦІЙ (КС) На магістральних газопроводах споруджуються КС, призначені д л я підвищення тиску газу до величин, які в и з н а ч а ю т ь с я міцністю т р у б і у с т а т к у в а н н я . З а с т о с о в у ­ ю т ь с я д в а види К С , які м а ю т ь різні т е х н о л о г і ч н і с х е м и : — К С , о б л а д н а н і г а з о м о т о р н и м и п о р ш н е в и м и компре­ сорами ( Г М К ) ; — К С , о б л а д н а н і в і д ц е н т р о в и м и н а г н і т а ч а м и з приво­ д о м від г а з о т у р б і н н и х у с т а н о в о к ( Г Т У ) а б о електро­ двигунів. Компресорні станції з поршневими газоперекачуваль­ н и м и а г р е г а т а м и ш и р о к о з а с т о с о в у ю т ь с я н а с т а н ц і я х під­ земного зберігання газу ( С П З Г ) (рис. 3.02). Це зумовлено більш ефективною роботою поршневих а г р е г а т і в в у м о в а х змінних р е ж и м і в р о б о т и п о т и с к а х усмоктування, нагнітання і продуктивності, забезпечен­ н я м в и с о к о г о с т у п е н я с т и с н е н н я г а з у в о д н о м у ступені і необхідного ступеня стиснення в багатоступінчатих компресорах, можливості регулювання продуктивності з м і н о ю « ш к і д л и в о г о п р о с т о р у » . О с н о в н і п о к а з н и к и порш­ н е в и х Г П А н а в е д е н і в т а б л и ц і 3.04. 82

|

^НК

Т~1

-оо--^

г ~ ! -**--|

І 4о І то І то

г~ї

і

тії

Рис. 3.02. Технологічна схема КС з поршневими ГПА. / — г а з о п р о в і д , 2 — п и л о в л о в л ю в а ч , З — к о л е к т о р у с м о к т у ю ч и й , 4 — м а с л о в л о в л ю в а ч , 5 — к о л е к т о р напір­ н и й , 6—ГМК, 7 — х о л о д и л ь н и к з р о ш у в а л ь н и й , 8— а д с о р б е р , 9— б л о к о д о р и з а ц і ї , 10 — з а м і р н и й в у з о л

І

•пі

Таблиця 3.04 Основні показники поршневих ГПА

По­ туж­ ність,

Марка ГПА

К.С.

Частота обер­ тання вала, об./хв

Кіль­ кість цилін­ дрів двигу­ на

Кіль­ Тиск, МПа кість цилін­ ККД дрів двигуна, всмок­ нагні­ ком­ % тування тання пре­ сора

Про­ дуктив­ ність,

Питома Маса, т

млн

маса, кг/к.с*

3

м /добу

10ГКН

1000

300

10

5

0,226

2,5

5,5

0,55

58,5

58,5

10ГКНА

1500

300

10

5

0,295

3,8

5,6

0,98- 63,6 1,25

42,4

МК-8

2800

300

8

4

0,36

2,54,3

5,6

1,54- 126,8 5,28

45,3

ДР-12

7500

330

12

6

0,36

3,54,5

5,6

8,04- 270 13,3

36

К о м п р е с о р н і с т а н ц і ї з г а з о т у р б і н н и м п р и в о д о м станов­ л я т ь б і л ь ш як 80 % від з а г а л ь н о ї потужності К С . Прийня­ тий такий р я д потужностей, що з а б е з п е ч у ю т ь оптимальні параметри компресорних станцій у діапазоні діаметрів г а з о п р о в о д і в в і д 7 0 0 д о 1400 м м : 6,3; 10; 16; 2 5 т и с . к В т (табл. 3.05). Показники діючих газотурбінних Тип

Показник

1

Завод-виготовлювач

ГГ-750-4

ГТ-6-750

ГПА-Ц-6,3/5,6

ГТН-9-750

гтх-ю

2

3

4

5

6

лмз

НЗЛ

нзл

УТМЗ

СПМО

стаціо­ нарний 3 регенера­ торам 6

стаціо­ нарним

авіа

6

6,3

27

24

22,5

25

29

Температура циклу, °С

750

760

710

750

780

Ступінь стиснення циклу ГТУ Кількість обертів турбокомпресора, об./хв

4,6

6

7,8

4,6

4,4

5200

6200

8200

4100

5300

5300

6150

8200

5000

4800

Тип установки

;

Потужність, тис, кВт ккд, %

Кількість обертів силового ротора. об./хв 84

стаціо­ стаціо­ нарний нарний 3 регенера­ тором 9 ю

С т в о р е н і нові т и п и Г П А , я к і в і д п о в і д а ю т ь у м о в а м т р а н с п о р т у в а н н я г а з у . Н а К С г а з о п р о в о д і в використовує­ ться р я д і м п о р т н и х а г р е г а т і в ( т а б л . 3 . 0 6 ) . Укрупнення одиничної потужності значно поліпшує показники К С . У з в ' я з к у з введенням нових потужностей на КС у с к л а д н и х г е о г р а ф і ч н и х р а й о н а х ( н а п р и к л а д Пів­ ночі Р о с і ї ) п і д в и щ у ю т ь с я в и м о г и д о в п р о в а д ж е н н я інду­ с т р і а л ь н и х методів б у д і в н и ц т в а ( б л о ч н і с т ь , б е з п і д в а л ь ність, н е в е л и к а п и т о м а м а с а , п о в н а з а в о д с ь к а г о т о в н і с т ь ) . Ці в и м о г и не повинні с у п е р е ч и т и іншим т е х н о л о г і ч н и м ви­ м о г а м : економічності, надійності, р е м о н т о п р и д а т н о с т і . З г і д н о Д С Т У 21199-82 п о к а з н и к и ; н а д і й н о с т і н о в и х т и п і в ГТУ в с т а н о в л е н і н а т а к о м у р і в н і : — з а г а л ь н и й р е с у р с — 100 т и с . год ( д л я ГТУ транс­ портного типу — 60 тис. г о д ) ; р е с у р с м і ж середнім і к а п і т а л ь н и м р е м о н т а м и вста­ новлюється заводом-виготовлювачем або експлуатуючою О р г а н і з а ц і є ю з а ф а к т и ч н и м технічним с т а н о м ; — к о е ф і ц і є н т г о т о в н о с т і не м е н ш е 0,98; — к о е ф і ц і є н т т е х н і ч н о г о в и к о р и с т а н н я не м е н ш е 0,92 ( д л я ГТУ т р а н с п о р т н о г о т и п у 0 , 9 5 ) ; Таблиця 3.05 агрегатів у країнах СНД •грсгату ГТН-6

ГПА-Ц-6,3/7,6

ГТНР-ІО

ГПУ-ІО

ГТН-16

7

8

9

ІО

її

УТМЗ , стаціо­ нар­ ний

спмо

НЗЛ стаціо­ нарний

М

1*

авіа

•.1 І || ' 40

«

10

, '

т

4,4

7,8

дмо

90

8200

ГПУ-І6К.

ГТН-25

ГТН-25

12

ІЗ

14

ютз УТМЗ ЮТЗ НЗЛ УТМЗ судно­ стаціо­ судновий стаціо­ стаціо­ вий нарний нарний нар­ ний 10 36 790

16 29 9|Ю

10 45 950

26 28 890

25 31 1020

і 10,3

и,5

12

12,5

13

1

5200

5260

6850

7900

4340

7100

4800

6500

65І0О

5500

3700

5500

і

' 6150

18200

!

і

і 85

Таблиця 3.06 Показники Імпортних газотурбінних агрегатів Тип агрегату Показник «Центавр»

ГТК-ЮІ

Виготовлювач

«Солар»

«Дженерал елек­ трик»

Тип ГТУ

стаціо­ нарний 2,9 25 840

стаціо­ нарний 10 26 925

Потужність, тис. кВт ККД ГТУ, % Температура циклу ГТУ, °С Ступінь стиснення циклу ГТУ Оберти турбокомпре­ сора, об./хв Оберти силового ро­ тора, об./хв

Коберра-182

«Роле ройс» «Купер бессемер» авіа

ГТН-251

«Дженерал електрик»

12,8 27 887

стаціонар­ ний 24,2 27,5 925

8

7,1

7,8

8,2

15 700

7100

7500

5100

15 700

6500

5000

4670

— з н и ж е н н я ф а к т и ч н о ї п о т у ж н о с т і ГТУ в міжремонт­ ний п е р і о д не б і л ь ш е 5 %. В и к о р и с т а н н я блочних Г П А супроводжується знижен­ ням прямих витрат на утримання й експлуатацію К С . Курс на широке використання агрегатів із приводом транспортного типу (авіаційних і суднових) пояснюється м о ж л и в і с т ю в и к о н а н н я з а в о д с ь к о г о р е м о н т у з відновлен­ ням номінальної потужності і К К Д , а т а к о ж широкої м о ж л и в о с т і м о д е р н і з а ц і ї т а з а м і н и г а з о т у р б і н н и х приво­ дів н а б і л ь ш с у ч а с н і . У 1993—1994 роках на Південному турбінному з а в о д і ( м . М и к о л а ї в ) р о з п о ч а т о р о б о т и щ о д о р о з р о б к и і стендо­ в о г о в и п р о б у в а н н я н о в и х г а з о т у р б і н н и х д в и г у н і в із підви­ щ е н и м к о е ф і ц і є н т о м к о р и с н о ї дії д л я з а м і н и в майбутньо­ му старих агрегатів із К К Д = 22 ч- 24 %: — двигунів потужністю 2 5 М В т із К К Д = 36 %; — двигунів потужністю І О М В т із К К Д = 3 6 % ; — агрегатів ГПУ-16К потужністю 16 М В т із К К Д = 45 % ; — с у д н о в и х д в и г у н і в Д Т - 7 1 П із К К Д = 36 %. Ці газотурбінні двигуни будуть т а к о ж використовува­ т и с ь д л я о с н а щ е н н я в Н В О ім. Ф р у н з е (м. С у м и ) н о в и х ГПА з двоступеневими нагнітачами газу. 86

Відцентрові нагнітачі призначені д л я компримування п р и р о д н о г о г а з у . В о н и д а ю т ь м о ж л и в і с т ь п р а ц ю в а т и при паралельному та послідовному з'єднанні. Конструкція їх д о з в о л я є легко виконувати заміну роторів із різними д і а м е т р а м и р о б о ч и х коліс. Т е х н о л о г і ч н а схема К С і з в і д ц е н т р о в и м и н а г н і т а ч а м и п о д а н а н а р и с у н к у 3.03. На ряді газопроводів нашої країни використовуються Г П А зарубіжних фірм. Н а в о д и м о дані по деяких агрегатах. Газотурбінний привід «Коберра-182» (фірма «Купер б е с с е м е р » ) . ГТУ « К о б е р р а - 1 8 2 » с к л а д а є т ь с я з газогенера­ тора Ейвон 1534—1016 фірми «Роллс ройс», з'єднаного з с и л о в о ю т у р б і н о ю Я Т 4 8 - А 101, в е н т и л ь о в а н о ї ш у м о п о г л и н а ю ч о ї в о г н е с т і й к о ї о б о л о н к и , о с н а щ е н о ї автома­ т и ч н о ю п р о т и п о ж е ж н о ю с и с т е м о ю , а в т о м а т и ч н о ю систе­ мою вентиляції з приточним і в и т я ж н и м к а н а л а м и . В ГТУ входять такі системи: пускова, паливна, очисна, протиобмерзальна і змазування. Г а з о г е н е р а т о р і с и л о в а т у р б і н а м о н т у ю т ь с я на одній основі і в м і щ у ю т ь с я в ш у м о п о г л и н а ю ч у о б о л о н к у , осна­ щ е н у в х о д о м . Н а впуску г а з о г е н е р а т о р а р о з т а ш о в а н а к а м е р а п о в і т р о з б і р н и к а . Р о б о т а Г Т У р е г у л ю є т ь с я з а допо­ м о г о ю а в т о м а т и ч н о ї с и с т е м и у п р а в л і н н я . П у с к газогене­ ратора виконується за допомогою пневматичного двигуна. Г а з о г е н е р а т о р — це м а ш и н а з о с ь о в и м п о т о к о м , я к а о т р и м у є п о в і т р я з к а м е р и п о в і т р о з б і р н и к а , м а є 17 с т у п е н і в стиснення. С и л о в а турбіна — це двоступенева активно-реактивна турбіна з охолодженням ободу. Номінальна потужність т у р б і н и — 11 5 6 0 к В т п р и т е м п е р а т у р і Г = 298 °К і висоті н а д р і в н е м м о р я 300 м е т р і в . К о м п р е с о р Я / ^ В В - З О вста­ новлюється на плиті основи, де р о з т а ш о в а н і насоси у щ і л ь н ю ю ч о г о м а с л а , д р е н а ж н і п а с т к и і щ и т К В П . Кор­ пус к о м п р е с о р а є с т а л е в и м в і д л и т т я м . Т о р ц е в а к р и ш к а і в х і д н и й п о в і т р о з б і р н и к з н і м а ю т ь с я , що з а б е з п е ч у є до­ ступ д о п р о т о ч н о ї ч а с т и н и і р о т о р а . П р о т о ч н а ч а с т и н а складається з спрямовуючих апаратів першого ступеня, р о б о ч и х коліс, д і а ф р а г м и , с п р я м о в у ю ч о г о а п а р а т а друго­ го ступеня. Зібраний ротор містить т а к і деталі: робочі к и л е п і п е р ш о г о і д р у г о г о с т у п е н і в , к і л ь ц е у п о р н о г о під­ шипники, |ні.(и(інт.'іжуіііілі>іГ(ін п о р ш е н ь , з у б ч а т у п е р е д а ч у д о п о м і ж н о г о п р и в о д и І ннл р о б о ч о г о к о л е с а . ТурбІМ* Л1Я-8000 ( ф і р м а « Д ж е н е р а л е л е к т р и к » компа­ нія « Н у о а а піньоис»).Газова т у р б і н а с к л а д а є т ь с я з 15 ступеневого осьового компресора, 6 к а м е р згоряння, одноступенсвої осьової реактивної турбіни (перший ступінь), 87

оо 06

Ряс. 3.03. Технологічна схема КС з відцентровими нагнітачами

я к а п р и в о д и т ь у дію к о м п р е с о р , та з о д н о с т у п е н е в о ї осьо­ в о ї т у р б і н и н и з ь к о г о тиску, я к а п р и в о д и т ь у дію н а г н і т а ч . ГТУ в с т а н о в л е н а н а с т а л е в і й основі, д е т а к о ж р о з т а ш о в а ­ ний м а с л о б л о к . К а м е р и з г о р я н н я з м о н т о в а н і н а о х о п л ю вальному з'єднувальному кільці. ГПА «Центавр» (фірма « С о л а р » ) . ГПА складається з чотирьох блоків — б л о к двигуна, блок клапанів, блоки ф і л ь т р а - с е п а р а т о р а т е х н о л о г і ч н о г о г а з у і с и с т е м и охо­ л о д ж е н н я технологічного газу. Б л о к д в и г у н а — це к о н т е й н е р , у я к о м у на одній р а м і в с т а н о в л е н і г а з о т у р б і н н и й д в и г у н і з д о п о м і ж н и м механіз­ м о м , н а г н і т а ч , місцевий пульт у п р а в л і н н я . Б л о к к л а п а н і в с к л а д а є т ь с я і з з а п і р н о ї а р м а т у р и , пункту р е д у к у в а н н я , фільтрів і підігрівача паливного й пускового газу. Г а з о т у р б і н н и й д в и г у н « Ц е н т а в р » с к л а д а є т ь с я з осьо­ вого к о м п р е с о р а , к а м е р и з г о р я н н я , ТВТ, Т Н Т і в и п у с к н о г о колектора. Допоміжний механізм має: два пневмостартери, о с н о в н и й н а с о с м а с л а у щ і л ь н ю в а н н я , о с н о в н и й н а с о с мастила, гідравлічний насос і с е р в о н а ф с . «Центавр» є п р и в о д о м д л я н а г н і т а ч і в типу С-168Н і С-304. К о м п р е с о р н і с т а н ц і ї м а г і с т р а л ь н и х г а з о п р о в о д і в Поді­ л я ю т ь с я н а головні ( Г К С ) і п р о м і ж н і ( К С ) . О б ' є к т и К С у м о в н о м й ж н а р о з д і л и т и н а дві г р у п и : технологічних операцій і підсобно-допоміжних. Д о п е р ш о ї групи в і д н о с я т ь с я в у з л и : о ч и щ е н н я т а з у від м е х а н і ч н и х д о м і ш о к і р і д и н и ; к о м п р и м у в а н н я г а з у ; охолодження газу. Д о д р у г о ї групи в і д н о с я т ь с я : в у з о л р е д у к у в а н н я т и с к у пускового, паливного газу і газу д л я власних потреб; — трансформаторна підстанція або електростанція д л я власних потреб; — к о т е л ь н я чи у с т а н о в к а у т и л і з а ц і ї т е п л а ; і —• с к л а д горюче-мастиЛьних м а т е р і а л і в ; — ремоитио-експлуатаційний блок ( Р Е Б ) ; і — служба з в ' я з к у ; — службово-експлуатаційний блок ( С Е Б ) ; ; — очисні с п о р у д и к а н а л і з а ц і ї . Необхідність охолодження газу диктується т а к и м и міркуваннями. При компримуванні газу виникає тепло, я к е з б е р і г а є т ь с я в г а з о в о м у потоці, т а к я к т е п л о в і д д а ч а в н а в к о л и ш н є с е р е д о в и щ е н е з н а ч н а , ^ н а с л і д о к ц ь о г о погі­ р ш у є т ь с я р е ж и м р о б о т и К С , з б і л ь ш у ю т ь с я в и т р а т и по­ т у ж н о с т і і г а з у на в л а с н і п о т р е б и . К р і м т о г о , з б і л ь ш е н н я температури може призвести!до розм'якшення ізоляції та п о р у ш е н н я ї ї цілості. К і л ь к і с т ь т е п л а , я к е п і д в о д и т ь с я д о

89

потоку транспортованого газу в процесі компримування, з а л е ж и т ь від пропускної здатності КС, температури газу н а вході, с т у п е н я с т и с н е н н я , п о к а з н и к а а д і а б а т и і п о л і т р о пічного К К Д н а г н і т а ч а . Ц я к і л ь к і с т ь т е п л а е к в і в а л е н т н а робочій потужності ГПА та К С . П р и охолодженні газу в о д о ю в и к о р и с т о в у ю т ь с я такі теплообмінні а п а р а т и : кожухотрубчаті, зрошувальні і типу «труба в трубі». Такі с и с т е м и о х о л о д ж е н н я ( С О ) , крім т е п л о о б м і н н и к і в , міс­ т я т ь : п р и с т р о ї д л я о х о л о д ж е н н я води, к о м у н і к а ц і ї т а насос, колектор газу, прилади контролю й управління. П р и о х о л о д ж е н н і п о в і т р я м з а с т о с о в у ю т ь а п а р а т и повітря­ н о г о о х о л о д ж е н н я ( А П О ) р і з н о м а н і т н и х т и п і в . Техноло­ гічна схема КС з а л е ж и т ь від вибраного типу о б л а д н а н н я , к і л ь к о с т і п а р а л е л ь н о п р а ц ю ю ч и х груп, п р о д у к т и в н о с т і га­ з о п р о в о д у . В о н а містить г а з о п р о в о д и т е х н о л о г і ч н о г о , па­ ливного, пускового, імпульсного і побутового газу. К о м у н і к а ц і ї т е х н о л о г і ч н о г о г а з у з а б е з п е ч у ю т ь транс­ п о р т у в а н н я г а з у в м е ж а х К С . Д о них в х о д я т ь у с т а н о в к и д л я о ч и щ е н н я г а з у від пилу, х о л о д и л ь н и к и д л я його охолодження, масловловлювачі та маслозбірники. Паливний газ до камер згоряння можна подавати або з м а г і с т р а л ь н и х г а з о п р о в о д і в , а б о з т е х н о л о г і ч н и х комуні­ к а ц і й . П у н к т р е д у к у в а н н я г а з у м а є а в т о м а т и ч н е управлін­ н я з д в о м а п а р а л е л ь н о д і ю ч и м и р е г у л я т о р а м и тиску, витратомірами і маслосепараторами. К о ж е н Г П А м а є н е з а л е ж н у від к о л е к т о р а о б в ' я з к у п о п а л и в н о м у г а з у . Відбір і р е г у л ю в а н н я п у с к о в о г о г а з у аналогічні паливному газу. Імпульсний газ подається до к о н т р о л ь н о - в и м і р ю в а л ь н и х п р и л а д і в і а п а р а т і в автома­ тичного регулювання. І м п у л ь с н и й г а з п р о х о д и т ь о ч и щ е н н я від м е х а н і ч н и х домішок і осушення в фільтрах-осушниках. Осушення здійснюється контактом із вологопоглинаюч и м и р е ч о в и н а м и ( с и л і к а г е л ь ) , а о ч и щ е н н я — проходжен­ н я м г а з у ч е р е з п о в с т я н і і сітчаті ф і л ь т р и .

3.4. ЕКСПЛУАТАЦІЯ УСТАТКУВАННЯ КС

Експлуатація газокомпресорів Р е ж и м р о б о т и к о м п р е с о р н о ї у с т а н о в к и м а є б у т и мак­ с и м а л ь н о н а б л и ж е н и м д о р о з р а х у н к о в о г о . О с н о в н і показ­ н и к и р е ж и м у р о б о т и К С : т и с к г а з у н а в х о д і і виході, пропускна здатність КС. 90

На відхилення р е ж и м у роботи компресорної установки можуть вказувати такі параметри: Д л я силової частини: — частота обертання і середній індикаторний тиск; — частота обертання і годинна витрата палива. Д л я компресорної частини: — швидкість обертання і годинна продуктивність; — т и с к г а з у на вході і в и х о д і ; — т и с к г а з у на вході і в и х о д і , с е р е д н і й і н д и к а т о р н и й тиск. П у с к Г М К з а л е ж и т ь в о с н о в н о м у від т а к и х ф а к т о р і в : — тиску пускового повітря в балонах; — чистоти трубопроводів пускового повітря; — с п р а в н о с т і с и с т е м и пуску, з а п а л ю в а н н я і ж и в л е н н я паливом; — т е м п е р а т у р и в о д и в системі о х о л о д ж е н н я ; — температури мастила; — справності автоматики; — кваліфікації обслуговуючого персоналу. П р и пуску Г М К н е об хі дн о с л і д к у в а т и , щ о б у колекто­ р а х був відсутній тиск газу. П е р е д подачею п а л и в а в силові ц и л і н д р и т р е б а п р о в е с т и п р о д у в к у д л я в и д а л е н н я вибухонебезпечної суміші. Д л я з а б е з п е ч е н н я надійності пуску Г М К слід з д і й с н и т и : — підігрів а г р е г а т у п е р е д п у с к о м ц и р к у л я ц і ї в о д и системи о х о л о д ж е н н я ; — підігрів м а с т и л а ; — п і д т р и м а н н я в б а л о н а х п у с к о в о г о п о в і т р я необхід­ н о г о т и с к у (1,7 М П а ) . П р и згорянні палива в циліндрах двигуна внаслідок тертя деталей виділяється велика кількість тепла, я к е н ео бх ід но в і д в о д и т и . Відвід з д і й с н ю є т ь с я с и с т е м о ю охо­ л о д ж е н н я , щ о м а є з а б е з п е ч и т и : відвід т е п л а від д е т а л е й І ну.'їліи; о х о л о д ж е н н я м а с т и л а ; о х о л о д ж е н н я п о в і т р я чи гМУі який с т и с к а є т ь с я в Г М К . У Г М К м а с т и л о п р и з н а ч а є т ь с я д л я у т в о р е н н я рідинно­ го тррти між д е т а л я м и і в і д в о д у н а д м і р н о г о т е п л а . Від правильно забезпеченої системи з м а щ у в а н н я з а л е ж а т ь надійність і довговічність агрегатів. У систему живлення паливом Г М К входять: елементи газопостачання, установки та прилади регулювання і к о н т р о л ю с т а н у г а з у в системі ж и в л е н н я ; у с т а н о в к и , вузли і п р и л а д и д л я п р и г о т у в а н н я і п о д а ч і г а з о п о д і б н о ї г о р ю ч о ї с у м і ш і в ц и л і н д р и . Д о с и с т е м и ж и в л е н н я пред'яв­ ляються такі вимоги: 91

Технічна харак Показники

ГТ-750-6

ГТ-6-750

ГТН-6

ГПА-Ц-6,5

ГТК-10-2

І

2

3

4

5

6

Номінальна потуж­ ність у станційних умовах, МВт

6,0

6,0

6,3

6,3

10,0

Максимальна по­ тужність ГТУ, МВт

7,2

7,2

7,2

7,5 •

12,0

Питома витрата 3 палива, м /кВттод

0,386

0,434

0,434

0,463 (0,434)

0,372

Частота обертання ротора турбоком­ пресора, об./хв

5200

6200

6200

8200

5200

Частота обертання ротора силової тур­ біни, об./хв

5300

6150

6150

8200

4800

3800— 5600

4600— 6400

4600— 6450

6150— 8500

3300— 5000

Тиск паливного газу, МПа

0,88

0,98

0,98

2,45

1,47

Тиск пускового газу, МПа

0,88

0,98

0,98

0,49

1,47

3,0

1,3

1,3

0,10

1,0

370— 17-1

Н—300— 1,23

11—6— 56—2

Н—196

520— 12—1

Продуктивність на­ 3 гнітача, млн м /добу

20,0

20,0

20,0

10,7

29,3

Тиск на вході на­ гнітача, МПа

4,41

4,41

4,41

3,78

4,31

Тиск на виході на­ гнітача, МПа

5,49;

5,49

5,49

5,49

5,49

Ступінь стискання нагнітача;

1,24

1,24

1,24

1,45

1,27

Кількість робочих коліс нагнітача Ємність маслоси3 стеми, м

1

1

1

2

1

8,0

14,0

14,0

4,7

8,0

Робочий діапазон частоти обертання ротора силової турбіни, об./хв

Витрата газу на запуск, т Тип нагнітача

Таблиця 3.07 теристика ГПА ГГК-ІО-3

ІТК-ІО-4

ГПА-ІО

ГТК-16

ГТН-16

ГПА-Ц-16

ГТН-25

ГПА-Ц-6^А

7

8

9

10

II

12

ІЗ

14

10,0

10,0

10,0

16,0

16,0

16,0

25,0

6,3

12,0

13,2

10,0

20,0

19,2

19,2

30,0

0,372

0,360

0,393

0,416

0,360

0,379

0,336

5200

5300

5620 7660

4900

6900

5244 6874

7100

кнт— тнт 9520 КВТ— ТВТ 13 400

4800

4800

3300— 5000

3300— 5000

4800

4600

6500

3300— 3500— 5200— 5000 4875 6900

5300

3750— 5565

5500

8200

4100— 5750

1,47

1,47

2,45

1,96

1,76

2,45

2,94

1,47

1,47

1,47

1,18

1,18

0,29— 0,46

1,47

1,0

1,0

1,0

5,0

3,0

0,2

2,0

37016-1

370— 18-1 (23521-1)

370— 18—1 (235— 22-1)

У—16

Н— 25—76

34,0

36,0 (26,2)

51,0

31,0

33,25;

53,0

11,87

6,01 (5,65)

4,41

5,17

5,17

5,15

3,78

(5,18)

7,20

7,45 (7,45)

7,45 (7,45)

5,49

7,45

7,45

7,45

5,49

1,31

1,23 (1,44)

1,23 (1,32)

1,24

1,44

1,44

1,44

1,45

1

1

1

1

1

2

2

2

8,0

8,0

1,2/3,0

24

22,4

6,85

11

134 і,и

(11,7) ш

Н— Н— 16—56 16—76

нц6,3/56— 1,45

93

1

Міжремонтний ре­ сурс (середній ре­ монт) капітальний ремонт, тис. год Загальний ресурс, Т И С . год

2

3

4

5

6

8—12 16—25

8—12 16—25

12 25

10 25

8—12 16-25

100

100

100

ЗО 100

100

— п о д а ч а п а л и в а і його п е р е м і ш у в а н н я з п о в і т р я м мають забезпечити наприкінці стискання утворення о д н о р і д н о ї г а з о п о в і т р я н о ї суміші у в с ь о м у о б ' є м і к а м е р и згоряння; — к і л ь к і с т ь п а л и в а , я к е н а д х о д и т ь у ц и л і н д р и за к о ж е н ц и к л , м а є в і д п о в і д а т и к і л ь к о с т і п о в і т р я , щ о запов­ нює циліндр; — кількість газоповітряної суміші, я к а надходить у різні циліндри агрегату за один цикл протягом усього періоду роботи на д а н о м у режимі, має бути однаковою за величиною та складом; — при з м і н і н а в а н т а ж е н н я п о д а ч а н е о б х і д н о ї кількос­ ті палива має змінюватись автоматично. Експлуатація

ГТУ

У с п і ш н а е к с п л у а т а ц і я ГТУ з а л е ж и т ь від її кон­ струкції, якості монтажу чи ревізії. Надійність роботи м а ш и н и , р о з в и н у т а п о т у ж н і с т ь , к о е ф і ц і є н т к о р и с н о ї дії з н а ч н о з а л е ж а т ь від я к о с т і з б и р а н н я ( т а б л . 3 . 0 7 ) . П р и с к л а д а н н і в у з л і в Г Т У н е о б х і д н о ч і т к о в и т р и м у в а т и допус­ тимі з а з о р и . П р и збільшенні з а з о р у по проточній частині відбувається різке зниження К К Д і потужності. П р и р о б о т і Г Т У б і л ь ш і с т ь в у з л і в п і д п а д а є під д і ю в и с о к и х т е м п е р а т у р . Д л я к о м п е н с а ц і ї т е м п е р а т у р н и х по­ д о в ж е н ь п е р е д б а ч а ю т ь с я лінійні к о м п е н с а т о р и , а на опо­ р а х — в і л ь н е п е р е м і щ е н н я е л е м е н т і в а г р е г а т у . Р і в е н ь теп­ л о в о г о р е ж и м у вузлів агрегату забезпечується системою повітряного охолодження. П е р е д першим пуском агрегату виконується настройка системи паливного газу. Послідовність операцій при запуску агрегату і виводі його на р е ж и м мінімального н а в а н т а ж е н н я в и з н а ч а є т ь с я к о н с т р у к т и в н и м и о с о б л и в о с т я м и т у р б і н и , н а г н і т а ч а , допо­ міжного устаткування і запірної арматури. П р и е к с п л у а т а ц і ї а г р е г а т і в с л і д в е с т и н а г л я д з а пере­ п а д о м тиску на всмоктуючих фільтрах, т а к як м о ж л и в е їх 94

Продовження табл. 3.07 7

8

9

10

п

12

13

8—12 16—25

12 25

12 20

8—12 16—25

12 25

10—15 25

12 25

100

100

40 100

100

100

30—40 100

100

14

з а с м і ч е н н я , а при н е г а т и в н и х т е м п е р а т у р а х — о б м е р з а н ­ н я . Ц і ф а к т о р и м о ж у т ь п р и з в е с т и д о п і д в и щ е н н я темпера­ тури газу перед турбіною з відповідним з н и ж е н н я м тиску після компресора, що може призвести до пампажу. Велике значення д л я нормальної і безвідмовної роботи с и с т е м и а в т о м а т и ч н о г о р е г у л ю в а н н я т а з а х и с т у підшип­ ників, інших вузлів м а ю т ь чистота і якість м а с т и л а . О с о б л и в у у в а г у слід п р и д і л я т и системі у щ і л ь н е н н я відцентрового нагнітача, осьового компресора і турбіни (табл. 3.08). Основні принципи роботи а г р е г а т у і системи автомати­ к и д л я всіх т и п і в г а з о в и х турбін з а л и ш а ю т ь с я н е з м і н н и м и , в і д р і з н я ю т ь с я к о н с т р у к т и в н и м о ф о р м л е н н я м , а л е , незва­ ж а ю ч и н а це, д л я к о ж н о г о т и п у Г Т У існують р о з р о б л е н і п р а в и л а та інструкції. П р и о б с л у г о в у в а н н і а г р е г а т у б у д ь - я к и й п о к а з н и к при­ ладу, що не відповідає допустимим параметрам, служить сигналом про несправність якого-небудь вузла чи системи а г р е г а т у . У н о р м а л ь н о п р а ц ю ю ч о м у а г р е г а т і п е р е п а д тем­ п е р а т у р и м а с л а на вході і виході з п і д ш и п н и к і в не п о в и н е н п е р е в и щ у в а т и 2 8 3 4 - 2 8 6 °К- О д и н р а з у з м і н у слід б р а т и п р о б у м а с л а н а а н а л і з його ч и с т о т и . Н е о б х і д н о система­ т и ч н о переміряти окремі в у з л и а г р е г а т у н а в і б р а ц і ю . ' ІА ЕКСПЛУАТАЦІЯ ТА РЕМОНТ ЛІНІЙНОЇ ЧАСТИНИ ТРУВОПРОВОДІВ І АРМАТУРИ

і %

Н а г л я д з а м а г і с т р а л ь н и м г а з о п р о в о д о м т а його спору­ дами, проведення профілактичних, ремонтних і аварійних ВОбІТ в и к о н у ю т ь с я л і н і й н о - е к с п л у а т а ц і й н и м и с л у ж б а м и {ЛЕС) управлінь магістральних газопроводів ( У М Г ) , на ЯКІ п о к л а д а ю т ь с я т а к і о б о в ' я з к и : — п е р і о д и ч н о о г л я д а т и г а з о п р о в і д та його с п о р у д и ; — в и к о н у в а т и за г р а ф і к о м п л а н о в о - п о п е р е д ж у в а л ь н і ремонти; 95

Таблиця 3.08 Показники відцентрових нагнітачів імпортних і електроприводних ГПА Початковий

Номінальна продуктивність Тип

нагнітача

Тип

приводу

нагнітача

при

стан­

Номінальна частота

дартних

обертання ВЦН

умовах,-млн

об./хв

3

Номінальна температура газу, °К

1

«Купер бессмер» (288-30) «Інтерсол ренд» (СДР 224) «Нуова ггіньоне» (802/74) «Нуова піньоне» (1002/40) С1688-564 С3044-30 2ВВ-30 280-11-1 280-11-6 280-11-6 280-11-7 280-12-7 370-18-2

при одному нагнітачі

м /добу

Об'ємна

абсолютний тиск, МПа при

двох

послідовно з'єднаних нагнітачах

продуктивність, при одному нагнітачі 8

нг/хв

Кінцевий тиск,

при

двох

Рк, М П а

нагнітачах

9

10

3

4

5

6

ГТК40И

16,5

6200

288

3,77

290

5,6

ГТК-10И

17,2

6200

288

4,97

219

7,52

ГТК-10И

17,2

6200

288

4,97

219

7,52

ГТН-25И

45,0

4600

288

4,97

572

7,52

Центавр

1,2 2,9 21,8 13

20 400 15 700 5000 7980

288

4,0 2,5 5,1 4,5

22 70 274 184

12,5 5,6 7,6 5,6

13,0 13,0

7980 7980

150 150

5,6 5,6

СГМП-4000-2

13,0

7980

150

5,6

СТД-12 500-2

37,0

4800

2

Коберра-182 АЗ-4500-1500 СДСЗ-4500-1500 СТМ-4000-2 СТД-4000-2

298

—

—

7

3,8

—

428

218

—

7,6

— б р а т и участь у проведенні капітальних ремонтів г а з о п р о в о д і в та їх с п о р у д ; — ліквідувати аварії; — виконувати заливання метанолу. За газопроводом і лінійними спорудами н а г л я д а ю т ь лінійні о б х і д н и к и - р е м о н т н и к и , я к і в і д п о в і д а ю т ь з а техніч­ ний с т а н т р а с и г а з о п р о в о д у в м е ж а х з а к р і п л е н о ї з а ними дільниці ( 1 5 — 2 0 к м ) . Лінійний ремонтник зобов'язаний: — в и к о н у в а т и обхід т р а с и ; — н е г а й н о п о в і д о м л я т и ч е р г о в о г о д и с п е т ч е р а про всі з а у в а ж е н н я , несправності; — т р и м а т и в н а л е ж н о м у с т а н і все у с т а т к у в а н н я га­ зопроводу; — в и к о н у в а т и о г л я д лінії з в ' я з к у . У в и п а д к у відсутності л і н і й н о г о р е м о н т н и к а н а г л я д з а т р а с о ю в е д е Л Е С з а д о п о м о г о ю в е р т о л ь о т а ч и інших з а с о б і в . К о ж н е У М Г м а є а в а р і й н и й з а п а с т р у б , які збері­ гаються на трасі газопроводу. При обслуговуванні запірної арматури виконуються: — зовнішній огляд устаткування; — н а б и в а н н я мастила для запобігання корозії, д л я з м а з у в а н н я підшипників редукторів, д л я герметичності затвору, а т а к о ж д л я полегшення повороту пробки або кулі к р а н а ; — при необхідності — п і д т я г у в а н н я п р о б к и регулю­ вальним гвинтом; — періодичне прокручування крана. П а р к з а п і р н и х к р а н і в , у с т а н о в л е н и х н а М Г підпри­ ємств по транспортуванню і постачанню газу, нараховує сотні т и с я ч о д и н и ц ь . Д о с к л а д у п а р к у в х о д я т ь з а п і р н і к р а н и в і т ч и з н я н о г о т а і м п о р т н о г о в и р о б н и ц т в а . Номенкла­ т у р у к р а н і в п о д а н о в т а б л и ц і 3.09. З а к о н с т р у к ц і є ю в з а п і р н и х к р а н а х п е р е д б а ч е н о засто­ с у в а н н я с п е ц і а л ь н и х хімічних п р о д у к т і в : у щ і л ь н ю в а л ь н и х м а т е р і а л і в і г і д р о р і д и н . У щ і л ь н ю в а л ь н і м а т е р і а л и засто­ с о в у ю т ь с я д л я л і к в і д а ц і ї в и т і к а н н я г а з у ч е р е з нещіль­ ності сідел і в е р х н ь о ї півосі з а т в о р у , а т а к о ж д л я зма­ щ у в а н н я поверхні д е т а л е й , які т р у т ь с я м і ж с о б о ю . У щ і л ь н ю в а л ь н и м и м а т е р і а л а м и в з а п і р н и х к р а н а х ви­ к о р и с т о в у ю т ь с я у щ і л ь н ю в а л ь н і п а с т и і м а с т и л а , я к і наби­ в а ю т ь с я в зони у щ і л ь н е н ь . З а с т о с о в у ю т ь с я п а с т и на к р е м нійорганічній основі типів 131 — 1 2 9 ТУ 6-02-1258-84, ТУ 6-02-1-462-86 і мастила для газових кранів по ТУ 38 101316-78. 4

7—1120

97

Таблиця

3.09

Номенклатура запірних кранів імпортного та вітчизняного виробництва, які експлуатуються на об'єктах транспортування газу № п/п

1

Фірма ( з а в о д ) — постачальник з а п і р н и х кранів 2

Тип привода

Умовний діаметр,

а б о модифікація

і } у , мм

3

4

1

«Со дю тарн» (Франція)

Со-дю-тарн (Франція)

50; 80; 100; 150; 200; 300; 400; 500; 700

2

«Камерон» (Франція)

Камерон (Франція)

80; 100; 150; 200; 300; 700; 1000; 1200; 1400

3

«Грове» (Італія)

Біффі (Італія)

50; 80; 100; 150; 200; 300; 400; 500; 700; 1000; 1200; 1400

4

«Вагі» (Італія)

5

«Борзії» (Німеччина)

6

«Нічімен» (Японія)

Примітки

5

»

Борзіг І моди­ фікації

700; 1000

3 двома гідробалонами

Борзіг II моди­ фікації

700; 1000

3 одним гідробалоном і роз­ ширювальним бачком

Ледін, Біффі і СН

50; 80; 100; 150; 200; 300; 400; 500; 700; 1000; 1200; 1400

3 двома гідробалонами

СД і СТ

700; 1000; 1200; 1400

Без гідробалонів

7

«Кобе стіл» (Японія)

Біффі (Італія)

1000

8

«Кітамура валву» (Японія)

Кітамура валву (Японія)

300; 400; 500

9

«ЧКД бланско» (Чехія)

ЧКД бланско (Чехія)

300; 400; 500; 1000; 1200; 1400

3 одним соле­ ноїдним кла­ паном

10

«Сігма дольні бенешов» (Чехія)

ЧКД бланско (Чехія)

300; 400; 500; 700; 1000

3 двома соле­ ноїдними кла­ панами

11

Заводи Мінхіммашу (Росія, Україна)

ЦКБ Арматуробудування

50; 80; 100; 150; 200; 300; 400; 500; 700; 1000; 1200; 1400

98

Таблиця 3.10 Норми витрат ущільнювальної пасти (мастила) на одну набивку запірного крана залежно від типорозміру крана Д і а м е т р у м о в н о г о п р о х о д у крана. Лу, мм

Н о р м и витрат, кг

50 80 100 150 200 300 400 500 700 1000 1200 1400

0,2 0,5 0,5 0,7 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 4,0 6,0 7,0

Г і д р а в л і ч н і рідини п р и з н а ч е н і д л я з а п р а в к и гідросис­ тем к р а н і в з м е т о ю п е р е д а ч і з у с и л л я при п е р е с т а н о в ц і за­ т в о р а к р а н а з о д н о г о к р а й н ь о г о п о л о ж е н н я в інше — як д е м п ф е р д л я плавності повороту з а т в о р а та уникнення г і д р о у д а р у . Я к гідрорідини з а с т о с о в у ю т ь с я м а с т и л а н а н а ф т о в і й основі й технічні рідини на к р е м н і й о р г а н і ч н і й основі. З а л е ж н о від м о д и ф і к а ц і ї , т и п о р о з м і р у , м і с ц я встанов­ л е н н я т а умов е к с п л у а т а ц і ї Кранів п о т р е б а в ущільню­ вальних матеріалах і гідрорідинах різна. Д л я о б ґ р у н т у в а н н я і розрахунку потреби газотранс­ п о р т н и х п і д п р и є м с т в в у щ і л ь н ю в а л ь н и х п а с т а х і гідрорі­ д и н а х для запірних кранів вітчизняного та імпортного виробництва застосовуються «Норми витрат...». Вони і с т а н о в л е н і н а підставі п а с п о р т н и х д а н и х , і н с т р у к ц і й ф і р м - в и г о т о в л ю в а ч і в , р о з р а х у н к о в и х д а н и х о б ' є м і в наби­ вальних каналів та досвіду експлуатації. Норми витрат ущільнювальних паст і гідравлічних рідин п о д а н і в т а б л и ц я х 3.10 і 3.11. Р о з р а х у н о к п о т р е б в и р о б н и ч о г о о б ' є д н а н н я (підпри­ ємства, виробничої одиниці) в ущільнювальній пасті д л я запірних кранів виконується по формулі: т (? заг = 0 , 5 м £ і =

4*

(/,./Сі, 1

99

Таблиця

3.11

Норми витрат гідравлічних рідин на одну заправку гідросистеми запірного крана, л № п/п

Фірма ( з а в о д ) виготовлювач і тип приводу з а п і р н о г о крана

Одиниці виміру

1

2

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

«Грове» (Італія) з приводом Біффі «Ваг!» (Італія) «Со дк> тарн» (Франція) «Камерон» (Франція) «Борзіг» (Німеччина) (із двома гідробалонами) «Борзіг» (Німеччина) (з одним гідробалоном) «Нічімен» (Японія) з приводом типу СН (з гідробалонами) «Нічімен» (Японія) з приводом типу СД (із суміщеними пневмогідроциліндрами) «Нічімен» (Японія) з приводом типу СТ (із роздільними пневмогідроциліндрами) «ЧКД бланско» (Чехія) «Сігма дольні бенешов» (Чехія) (із постійно притиснутими сідлами) «Сігма дольні бенешов» (Чехія) (із віджимними сідлами) Заводи Мінхіммашу (Росія, Україна)

Д і а м е т р у м о в н о г о п р о х о д у к р а н а , Х>у, мм 50

80

100

150

200

300

400

500

700

1000

1200

1400

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

Л

4

5

7

12

16

21

25

41

100

140

200

230

л л л л

4 1

5 1 9

7 1 9

12 3 13

16 6 20

21 13 31

25 20

41 35

100 45 86 120

140

200

230

198 200

50

—

—

—

л

—

—

— 361

475

60

—

—

—

—

л

4

5

5

7

15

15

21

25

41

125

180

280

л

3

3

3

4

4

9

14

26

35

40

55

85

л

2,5

5

7

8

14

17

20

л л

50 13

55 36

60 41

—

250 118

450

510

43

43

75

80

87

—

—

13,4

75

75

150

315

315

630

л л

0,4

0,8

1,9

6,0

6,0

57

—

—

де С2заг — з а г а л ь н а р і ч н а п о т р е б а о б ' є д н а н н я в ущільню­ в а л ь н і й п а с т і ( м а с т и л і ) , кг;

ягК,

е

А ^зят. — з а г а л ь н а річна п о т р е б а п і д п р и є м с т в а в гідрав­ лічному маслі, кг. Е ф е к т и в н і с т ь р о б о т и г а з о п р о в о д у з а л е ж и т ь від чисто­ ти в н у т р і ш н ь о ї п о в е р х н і . З а б р у д н е н а в н у т р і ш н я п о в е р х н я викликає з н и ж е н н я продуктивності, збільшення тиску. О ч и щ е н и й г а з о п р о в о д у в и к о н у ю т ь його п р о д у в к о ю , пропуском очисного й о р ж а чи п о р ш н я . Особливу увагу ПРИДІЛЯЮТЬ підготоиці г а з о п р о в о д у д о в е с н я н о ї повені І І И Ш у а т і ц І ! і зммааий період. Д о п о ч а т к у п о в е н і р а й о н и * у п р а в л і н н я розробляє з а х о д и з у р а х у в а н н я м до­ с в і д у експлуатації газопроводу. В з и м о в и й період р і з к о Збільшується відбір г а з у , щ о в и к л и к а є н а п р у ж е н у р о б о т у газопроводу. У з а х о д а х щ о д о п і д г о т о в к и до з и м и перед­ бачаються: п о п о в н е н н я ( я к щ о н е о б х і д н о ) і п р и в е д е н н я до порядку а в а р і й н о г о з а п а с у т р у б , усіх в о д о с п у с к н и х і дре­ нажних п р и с т р о ї в , в и п р а в л е н н я б е р е г о в и х у к р і п л е н ь і льо­ д о р і з і в , п р о в е д е н н я н е о б х і д н о г о р е м о н т у т а інші р о б о т и . Р е м о н т н і роботи на лінійній частині в к л ю ч а ю т ь п л а н о в і р е м о н т і ю - и р о ф і л а к т и ч н і і вогневі ( т а б л . 3.12, 3 . 1 3 ) . 101

Таблиця

3.12

Перелік ремонтних робіт лінійної частини МГ І. Планові ремонтно-нрофілактичні роботи Технічний огляд лінійної частини МГ

Поточний ремонт лінійної частини МГ

Капітальний ремонт лінійної частини МГ

1

2

3

Магістральний 1.1. Огляд земляного покриву вздовж тра­ си газопроводу, ук­ ріплених і неукріплених ярів поблизу траси газопроводу.

1.1. Ліквідація рос­ линності вздовж газо­ проводу. 1.2. Укріплення ярів. 1.3. Ліквідація роз­ мивів із підсипкою землі над газопрово­ дом. 2.

2.1. Огляд доступних з'єднань, вузлів і деталей магістраль­ ного крана з метою виявлення витікання газу. 2.2. Огляд вузла уп­ равління крана, пе­ ревірка щільності з'єднань і роботи від ручного управління (закриття, відкриття, подача масла) при відкритому крані. 2 . 3 . Огляд місця виходу кранів і свічок із землі на межі «земля — повітря». Перевірка наявності ковпаків на свічках.

102

газопровід

Запірна

арматура

2.1. Заливка масла в гідросистему крано­ вого вузла. 2.2. Перевірка праце­ здатності розподі­ лювачів, ручних на­ сосів, золотників, пе­ ремикачів. 2.3. Чистка фільтрів осушувачів і заміна адсорбенту з проми­ ванням корпусу. 2.4. Перевірка рівня масла в гідробалоиах (зливання відстояного масла). 2.5. Настройка кін­ цевих вимикачів уп­ равління кранами. 2.6. Опресування пневмосистем після ремонту і перевірка роботи пневмоклапанів із місця управ­ ління при від'єд­ наних від гідробалонів трубках подачі імпульсного газу. 2.7. Заміна шпонки вала з приводом. 2.8. Розбирання ци­ ліндра приводу зі

2.1. Ремонт автомата аварійного закриття із заміною зношеного мембранного приводу, клапанів, вентилів, фільтрів. 2.2. Ремонт вузлів управління (ревізія і регулювання краників переключання кінцевого вимикача з перевіркою на спра­ цювання вузла управ­ ління краном). 2.3. Заміна гідробалонів на кранових вузлах.

Продовження

табл.

3.12

зливанням масла з гідробалоиів. 2.9. Регулювання крайнього положення гідроприводу (у ви­ падку негерметичності при закритому крані). 2.10. Видалення вологи і конденсату з корпусу крана і філь­ трів осушувачів. 2.11. Усунення виті­ кання газу і масла в балонах управління і різьбових з'єднань з попереднім скидан­ ням тиску. 2.12. Чистка фільтра осушувачів і заміна адсорбера. 2.13. Фарбування зо­ внішніх поверхонь кранового вузла і від­ новлення нумерації. Заміна манометрів (при необхідності). 2.14. Набивка масти­ ла в крани. 2 . 1 5 . Виправлення протикорозійної ізо­ ляції на кранах і свічках у місцях їх виходу з-під землі. 3. | . | ,

(ІІ7ІМ/І

ЙЙМШІМ

НІІіріІ

Я|М<(ІЯ "іштшш

14

Огородження

кранів

.11. ШліИгуплшія (Цшшнх

кріплень,

ииііршшіши

;іпнІ|)

ний п о т р о ї м . , | . | . •ЛОвумшіт огиШМЬІШхетгірІп.

Мі Пкюсмшш (мМТИЯ> тюпврелжуіилміих

анпкіи

3.1. Часткова заміна залізобетонних сто­ впчиків та інших дстплой огородження з ІІИКОІІІІІІІІІІМ земля­ них, монтажних і япяркшльних робіт.

пбо

ІГЛЙКИТІН,

3.4. Видалення рос­ линності всередині огороджень (влітку), очищення площадки під снігу ( в з и м к у ) .

103

Продовження

4.

Наземні переходи

4.1. Огляд незаглиблених дільниць газо­ проводу на переходах (опори щогол, троси, ковзаючі опори, кріп­ лення, берегові ук­ ріплення).

5.

Місця

4.1. Виправлення берегових укріплень (вимощення, плотові клітки, кам'яні наси­ пи, одерновка, палі). 4.2. Очищення і фар­ бування незаглнблених поверхонь. 4.3. Усунення пошко­ джень в огороджен­ нях і заміна попере­ джувальних знаків або плакатів.

перетинів

5.1. Перевірка стану перетинів залізниць та шосейних доріг із газопроводом у пат­ ронах, витяжних сві­ чок та їх фундамен­ тів.

із

залізницями

або

5.1. Підсипка щебе­ ню, шлаку, піску в місця заглиблень над газопроводом. 5.2. Розчищення кюветів. 5.3. Поновлення на­ писів на попереджу­ вальних плакатах або знаках. Переїзди

6.1. Огляд із метою визначення етапу за­ лізобетонних плит, огороджу вальних стовпчиків, знаків, плакатів.

через річки,

через

3.12

яри

4.1. Виправлення плотових кліток із за­ биванням кілків і за­ повненням каменями, поновлення кам'яних насипів, одернувания, мощення. 4.2. Ремонт опор і деяких частин споруд із виконанням земля­ них, такелажних, монтажно-зварюваль­ них (за винятком га­ зопроводу) і маляр­ них робіт. июсейиими

дорогами

5.1. Розкриття і пе­ ревірка герметизації кінців патронів. Ре­ монт ущільнюваль­ них пристроїв кінців патронів.

газопроводи

6.1. Ремонт залізобе­ тонних плит проїж­ джої частини переїзду. 6.2. Заміна пошкод­ жених огороджувальних стовпчиків, заси­ пання вибоїн щебе­ нем, шлаком, піском на дорозі поблизу переїзду. 6.3. Заміна попере­ джувальних знаків або ітлакатів.

104

струмки,

табл.

6.1. Заміна пошко­ джених залізобетон­ них плит проїжджої частини переїзду й огороджувальних стовпчиків, вирівню­ вання дільниці доро­ ги поблизу переїзду привозним ґрунтом, щебенем або шлаком.

Продовження

7.

Опорні

тумби

продувних

8.

Конденсатозбірники

1,1. Огляд і перевірка установки в дії. Видшісіиія пилу і бруду й прматури і трубо­ проводі».

Кілометрові

8.1. Ліквідація виті­ кань газу в роз'ємних з'єднаннях (попере­ дньо газ із дільниці газопроводу випу­ стити повністю). 8.2. Заміна кранів, засувок, вентилів, ре­ дукторів, контрольновимірювальних при­ ладів, продувних лі­ ній. Набивка саль­ ників. 8.3. Поновлення ізо­ ляції в місцях кон­ такту «земля — по­ вітря».

стовпчики

9 . 1 . Виготовлення кілометрових стовп­ чиків.

1.1, Огляд, шшршіМНІШ нідмоїіки шиї •ОЛО ЄТИИІІЧИКІІІ, ми М М М М Н М рошшнипі ІтіМії. пушім) у рн

9.2. Пофарбування кі­ лометрових стовпчи­ ків, ішнт'іпія тра­ фи ріпного мпрку-

МИ* » м

Н4ШИН.

Ііі< ЗіІМІІШ

/$

ОЮМ і і»лміпеті

•ШИМІ» І під'їміик № мішш Ги

N1.

7.1. Ремонт або заміна бетонних опор­ них тумб.

(дріппи)

8.1. Регулювання клапана командного приладу, регулятора рівня конденсату в кондеисатозбірнику. 8.2. Пофарбування зовнішніх поверхонь наземної частини конденсатозбірииків.

9.

3.12

свічок

7.1. Пофарбування свічок, побілка опор­ них тумб, поновлення написів.

7.1. Перевірка стану опорних тумб про­ дувних свічок.

табл.

ЛщгійнШІ

КІЛПМІЧ

шаг

труб

10.1. Пиприіілспіїн проїжджої чистини, ііидіїлоїшм рослин­ ності) ремонт П І Д ' Ї З ­ Н И Х і п л м ч і і ! І шиїтажпо-розіїїінгпжупіїлі,ннх плоншдок. 105

Продовження 1

2

табл. 3

10.2. Ремонт стела­ жів для аварійного запасу труб. 10.3. Поновлення, консервація аварій­ ного запасу труб, поновлення написів (сертифікату, позна­ чень і маркування). 10.4. Частковий ре­ монт площадки й установка заглушок. 11.

Обслуговування з камерними

і профілактичио-контрольні роботи діафрагмами замірних вузлів

11.1. Відключення дільниць трубопрово­ дів замірного вузла і знімання тиску. 11.2. Від'єднання ім­ пульсних ліній, роз'­ єднання фланців і вилучення камери з діафрагмою. 11.3. Очищення ка­ мери і діафрагми від бруду, промивання і протирання. Огляд стану камери, діа­ фрагми. 11.4. Підготування прокладки для ка­ мери (діафрагми). Встановлення діа­ фрагми на місце, за­ кріплення болтами фланців, під'єднаний імпульсних ліній. 11.5. Підключення дільниці трубопрово­ ду. Перевірка герме­ тичності камери, ім­ пульсних ліній. 12.

Очищення

газопроводів

очисними

12.1. Відкріплення фланця, заведення очисного пристрою,

106

пристроями

3.12

Продовження

табл.

3.12

встановлення фланця на місце і закріп­ лення. 12.2. Запресовка очи­ сного пристрою на вузлі запуску без фланцевого при­ строю. 12.3. Вивести комп­ ресорну станцію на роботу на кільце. 12.4. Продувка каме­ ри вузла запуску від газоповітряної суміші. 12.5. Виведення ком­ пресорної станції на режим. 12.6. Проходження очисного пристрою по дільниці газопро­ воду. 12.7. Вивести комп­ ресорну станцію при­ йому очисного при­ строю на роботу на кільце. 12.8. Включення си­ стеми конденсатолбірників. 12.9. Зливання кон­ денсату. 12.10. Прийняття очисного пристрою. 12.11. Вивести комп­ ресорну станцію вуз­ ли прийому на тех­ нологічний режим. 12,13, Підкріплення фляшіИі нилу осінні ЦЧНІІЮИ) пристрою, УТНІМ ЮНІШ флинця ,крІШіішнм,

ті

ітрою І

141

•до пвиетрпл 11,14, Продуюся ка­ мери вум* прийому •Ід гяяліюіітрміші су­ міші.

107

Таблиця

3.13

II. Вогневі роботи на магістральних газопроводах Роботи виконуються за спеціальним планом-графіком, який передбачає такі основні види: 1.

Організаційно-підготовчі

роботи

Організація чергових постів поблизу лінійних запірних кранів по трасі, налагодження і перевірка зв'язку з диспетчером. Набивка кранів мастилом. Відкриття або закриття керівника робіт.

кранів

за

командою

диспетчера

чи

Навантаження механізмів, агрегатів і матеріалів. Доставка до матеріалів.

місця

проведення

робіт

механізмів,

агрегатів

і

Розміщення устаткування на робочих місцях і підготовка його до роботи. Розробка ґрунту з переміщенням і розкриттям газопроводу в місцях проведення електрозварювальних робіт з урахуванням категорії ґрунту, вимог ПБЕ МГ та плану-графіка. Планування бульдозером «на око» полоси на трасі для проїзду і роботи механізмів у місцях проведення робіт. 2.

Підготовчі роботи

перед

початком

роботи

бригади

Ознайомлення бригади з об'єктом наступних робіт і проведення інструктажу з техніки безпеки і протипожежної техніки при вогневих роботах на магістральних газопроводах. Доставка бригади ЛЕС із бази до місця проведення робіт. Ознайомлення бригади ЛЕС з умовами роботи і завданням на місці проведення робіт.

конкретним

Налагодження і перевірка зв'язку з диспетчерським пунктом і постами на лінійних запірних кранах. Спорожнення дільниці газопроводу (скидання газу через продувні свічки в атмосферу або подача його споживачам). 3.

Заміна

(встановлення)

запірного

вузла

МГ

Розбирання огорожі запірного вузла МГ. Розробка ґрунту вручну в місцях встановлення запірних гумових куль і навколо газопроводу. Очищення газопроводу від ізоляції в місцях різання. Свердління отворів, замір тиску газу в газопроводі. Розмітка, підігрів зони різання та вирізання отворів під встановлення гумових куль. Обмазування щілини різу глиною або обгортання вогнетривким матеріалом і встановлення запірних іумових куль у газопровід.

108

Продовження

табл.

3.13

Розмітка місця для врізання (по шаблону), підігрів зони різання і вирізання несправного вузла запірної арматури, застропка, вилучення і транспортування його вбік. Виготовлення фасок на обох кінцях газопроводу із зачисткою кромок. Стропувапня і доставка до місця електрозварювальних робіт нового вузла запірної арматури. Стикування з підгонкою і підрізанням одного кінця нового вузла з газопроводом, закріплення в центраторі (прихват електро­ зварюванням). Стикування взахльоет із підгонкою і підрізанням другого кінця нового вузла з газопроводом, закріплення в центраторі (прихват електрозварюванням). Зварювання стиків. Приготування бітумної мастики. Приготування Ґрунтовки. Просвічування стиків. Виготовлення фасок на латках, підкладних варювання підкладних кілець до латок.

кільцях

і

при­

Вилучення запірних іумових куль із газопроводу, установка латок і припарювання. Просвічування стиків латок. Ізоляція місць вварювання нового вузла запірної арматури і латок. Засипання бульдозером вварювання латок.

вузла

запірної

арматури

та

місць

Встановлення огорожі запірної арматури. 4.

Врізка

трійника

Відкриття газопроводу (частини) і розробка ґрунту в місцях встановлення гумових куль (екскаватором). Розробка ірунту вручну в місцях встановлення куль і навколо газопроводу, очищення від ізоляції в місцях різання. Свердління отворів під установку запірних гумових куль. Обмазування щілини різу глиною або обгортання вогнетривким матеріалом і встановлення куль у газопровід. Розмітка місць різання, підігрів зони різання і вирізання трійника під встановленням нового; стропувапня, вилучення і тран­ спортування його вбік. Виготовлення фасок на кінцях газопроводу із зачисткою кромок. Планування площадки за рівнем (під трійник). Стропування, доставка і встановлення трійника на місце монтажу. Стикування з підгонкою і підрізанням одного кінця трійника з газопроводом,

закріплення

в

центраторі

(прихват

електро­

зварюванням).

109

Продовження

табл.

3.13

Стикування взахльост із підгонкою й підрізкою другого і третього кінців трійника з газопроводом, закріплення в центраторі (прихват електрозварюванням). Зварювання стиків трійника. Приготування бітумної мастики. Приготування ґрунтовки. Просвічування стиків. Виготовлення фасок на латках, варювання кілець до латок.

підкладних

кільцях

і

при­

Вилучення запірних гумових куль із газопроводу, встановлення латок і приварювання. Просвічування стиків латок. Ізоляція ввареного трійника і латок. 5. В різка котушки Відкриття газопроводу в місцях встановлення куль (екскаватором). Розробка ґрунту вручну в місцях установлення запірних гумових куль навколо газопроводу, очищення його від ізоляції в місцях різання. Свердління отворів, замір тиску газу в газопроводі. Розмітка, підігрів зони різання і вирізання отворів під установку запірних гумових куль. Обмазування щілини різу глиною або обгортання вогнетривким матеріалом і встановлення запірних гумових куль у газопровід. Розмітка місць різання, підігрів зони різання і вирізання дефектної котушки, застропування, вилучення і транспортування її вбік. Виготовлення фасок на одному кінці газопроводу із зачисткою кромок. Стропування, доставка і встановлення на місце монтажу нової котушки. Стикування з підгонкою і підрізкою одного кінця котушки з газопроводом, закріплення в центраторі (прихват електро­ зварюванням) . Стикування взахльост із відрізанням, виготовленням фаски, підгонкою і підрізкою другого кінця котушки з газопроводом, закріплення в центраторі (прихват електрозварюванням). Зварювання стиків котушки. Приготування бітумної мастики. Приготування ґрунтовки. Просвічування стиків. Виготовлення фасок на латках, варювання кілець до латок.

підкладних

кільцях

і

при­

Вилучення запірних гумових куль із газопроводу, встановлення латок і приварювання.

110

Продовження табл. З 13 5.15

Просвічування стиків латок.

5.16

Ізоляція газопроводу в місцях врізки котушки і латок. 6.

6.1

Ліквідація

Відкриття газопроводу мерзлого Грунту).

в

мікросвищів

місцях

проведення

6.2

Свердління отворів.

6.3

Знімання і зачистка ізоляції вручну.

робіт

6.4

Вилучення дільниці дефектного шва.

6.5

Зачистка дефектного місця шліфувальним кругом.

6.6

Заварювання дефектного місця.

(розробка

6.7

Просвічування (завареного місця) стику.

6.8

Ізоляція газопроводу в місці виконання вогневих робіт.

6.9

Засипка газопроводу Грунтом у місцях виконання вогневих робіт.

6.10

Усунення мікросвищів на газопроводах за допомогою високомолекулярних клейових сполучень за спеціальною технологією. 7.

Врізка

витратомірного

вузла

Роботи виконуються за технологією, аналогічною врізці котушки. 8.

Заключні

роботи

8.1

Засипка газопроводу Грунтом у місцях виконання електрозварю­ вальних робіт.

8.2

Продувка дільниці газопроводу від газоповітряної суміші до вмісту кисню в газі не більше 2 %.

8.3

Наповнення відключеної дільниці газопроводу газом до робочого тиску.

8.4

Випробування газопроводу протягом двох годин.

Відбраковка і

і

ремонт

капітального

Періодичність

максимальним

труб

ремонту

у

прохідним

процесі

лінійної

експлуатації

частини

обслідування технічного

тиском

МГ

стану лінійної

частини газопроводів не має перевищувати п'ять років На

підставі

документацій, експлуатації дільниць ниці

проектної, будівельної та експлуатаційної даних

обслідування

визначаються

і

ремонту

за

період

місця ш у р ф у в а н н я дефектних

(при вибірковому ремонті)

а б о о г л я д в с і є ї діль­

(при капітальному ремонті).

П р и глибині д е ф е к т у більше 20 % від т о в щ и н и стінки труби зона, що п р и м и к а є до дефекту, м а є бути обслідува111

н а у л ь т р а з в у к о в и м д е ф е к т о с к о п о м типу « К р а у т к р а м е р » УСЛ-32, УСК-7 чи аналогічним на наявність дрібних тріщин, розшарувань. В і д б р а к о в к у д е ф е к т н и х місць н а т р у б о п р о в о д а х , с т р о к с л у ж б и я к и х не п е р е в и щ у є 10 років, в и к о н у ю т ь відповідно д о р и с у н к а «А»:

Довхина.

дефекту

Рис. «А». I. Зона безпечної роботи. II. Зона, яка потребує експертної оцінки рішення питання відбраковки або ремонту дефектної дільниці, визначення технології та строку проведення ремонтних робіт. III. Небезпечна зона, яка потребує негайної заміни дефектної дільниці. На трубопроводах зі строком експлуатації більше років необхідно додатково враховувати втому металу. Ремонт трубопроводів може виконуватися такими способами: — шліфовкою дефектів; — з а в а р ю в а н н я м дефектів; — вварюванням латок; — установленням додаткових муфт; — заміною котушок. З а в а р ю в а н н я м м о ж у т ь р е м о н т у в а т и с я д е ф е к т и із за­ л и ш к о в о ю т о в щ и н о ю стінки н е м е н ш е 2 мм, д о в ж и н о ю д о 4 0 0 мм і ш и р и н о ю до 1,5 т о в щ и н и стінки. 10

112

Ш л і ф о в к о ю допускається здійснювати ремонт дефектів глибиною до 50 % від т о в щ и н и стінки труби, д о в ж и н о ю до 200 мм а б о д і а м е т р о м до 150 м і л і м е т р і в . П р и відбраковці труб у процесі капітального ремонту п о ш к о д ж е н і м і с ц я м а ю т ь бути о ч и щ е н і від п р о д у к т і в к о р о з і ї і о б в е д е н і по к о н т у р у м а с л я н о ю ф а р б о ю , а т а к о ж позначені: ШЛ — ремонт шліфовкою; ЗВ — ремонт з в а р ю в а н н я м ; ЗК — заміна котушок; ВЛ — в в а р ю в а н н я латок. П р и к а п і т а л ь н о м у р е м о н т і г а з о п р о в о д у п і д л я г а ю т ь ви­ р і з а н н ю всі д е ф е к т и , р о з м і р и я к и х п о п а д а ю т ь у т р е т ю з о н у на р и с у н к у «А». Я к щ о г а з о п р о в і д п і с л я р е м о н т у буде п р а ц ю в а т и н а п р о е к т н о м у тиску, т о н е о б х і д н о в и л у ч и т и всі д і л ь н и ц і , я к і р а н і ш е р е м о н т у в а л и с я н а п л а в л е н н я м м е т а л у а б о вварю­ ванням латок. У в и п а д к у н е м о ж л и в о с т і п р о в е д е н н я р е м о н т н и х робіт н а д і л ь н и ц і г а з о п р о в о д у р о б о ч и й т и с к м а є бути з н и ж е н и м до рівня, який забезпечує безпеку його експлуатації. Допустимий тиск визначається по формулі: і _ А

РЛ = К(-РР

_ 2

3

А.

я — •

(зої)

де А — к о е ф і ц і є н т , я к и й не повинен п е р е в и щ у в а т и 4. А =0,893- - = 4 = -

(3.02)

Ь—довжина дефекту, мм; Н — глибина дефекту, мм; б — т о в щ и н а стінки т р у б о п р о в о д у , м м ; О — зовнішній діаметр трубопроводу, мм; Р р — робочий тиск у початковий період експлуатації, МПа; /С( — к о е ф і ц і є н т , я к и й з а л е ж и т ь від ч а с у е к с п л у а т а ц і ї трубопроводу. Час е к с п л у а т а ц і ї , і ( р о к і в )

0+10

10+20 20+30 >30

К о е ф і ц і є н т , К{

і,і 0,9 0,7 0,5

113

Для

значень А > 4 Р Д = К , . Рр •( 1 — | ) .

(3.03)

П р и к л а д 3.1 Визначити допустиме з н и ж е н н я тиску в при таких даних: 1 = 300 м м ; Л = 2,5 м м ; 6 = 1 0 мм; 0 = 820 мм; ЯР = 5,6 М П а ; * = П років. К о е ф і ц і є н т А: А =0,893 • Допустимий

300

У

820 . Ю

газопроводі

=2,94.

тиск: 2

Р д = 0,9 • 5,6

1 - і . . 3

( V

2,5

-

=4,42 МПа.

2

\

Л 2

10 • V 2,94 -г-1 /

3.6. РЕМОНТ УСТАТКУВАННЯ ГАЗОПРОВОДІВ

Система

планово-попереджувального

ремонту

О с н о в н и м м е т о д о м п і д в и щ е н н я н а д і й н о с т і р о б о т и ус­ т а т к у в а н н я є проведення системи планово-попереджу­ в а л ь н о г о р е м о н т у ( П П Р ) . С и с т е м а П П Р м і с т и т ь організа­ ційно-технічні з а х о д и щ о д о н а г л я д у , т е х н і ч н о г о обслуго­ вування і ремонту устаткування, які сприяють збільшенню строку служби та запобіганню аварій. Суть системи П П Р п о л я г а є в тому, що після наробки к о ж н и м о б ' є к т о м п е в н о ї к і л ь к о с т і годин п р о в о д я т ь с я ог­ л я д і р е м о н т н е з а л е ж н о від й о г о т е х н і ч н о г о с т а н у . Система П П Р дозволяє попередити знос механізму, усунути м о ж л и в і с т ь в и п а д к о в о г о в и х о д у їх із л а д у , здій­ с н и т и п і д г о т о в к у р е м о н т н и х робіт і в и к о н а т и їх у н а й к о ротші строки. На компресорних станціях із газотурбінним приводом і 14

ремонти Г П А проводяться згідно положення про П П Р і положення про порядок виводу агрегату в ремонт і п р и й м а н н ю його з р е м о н т у . Г р а ф і к и р е м о н т і в м а ю т ь бути у з г о д ж е н і з р е м о н т н о ю о р г а н і з а ц і є ю і з а т в е р д ж е н і керів­ ництвом замовника. О б с я г і черговість ремонтів в и з н а ч а ю т ь с я строками с л у ж б и д е т а л е й і в у з л і в . Н а й б і л ь ш и й с т р о к стійкості м а ю т ь б а з о в і д е т а л і , з а м і н а я к и х в и к о н у є т ь с я при капі­ т а л ь н о м у ремонті. П е р і о д м і ж к а п і т а л ь н и м и р е м о н т а м и н а з и в а є т ь с я ремонтним циклом. Структура ремонтного ц и к л у — це п о р я д о к р о з т а ш у в а н н я та п о с л і д о в н і с т ь ре­ м о н т н и х і п р о ф і л а к т и ч н и х робіт. Н а п р и к л а д , я к щ о капі­ т а л ь н и й р е м о н т а г р е г а т у п р о в о д я т ь р а з н а 6 років, т о п о т о ч н и й р е м о н т — через 6 м і с я ц і в , а с е р е д н і й — ч е р е з 1 8 м і с я ц і в . Т о ж с т р у к т у р а р е м о н т н о г о ц и к л у буде м а т и такий вигляд: К — Т — Т — С — Т — Т — С — Т — Т — С — Т — Т — К, де К — к а п і т а л ь н и й р е м о н т ; Т — поточний ремонт; С — с е р е д н і й ремонт. С т р у к т у р а р е м о н т н о г о циклу д л я р і з н о г о технологічно­ го у с т а т к у в а н н я р і з н а . Д л я магістрального трубопроводу: К-11ТО-ТгТ19-11ТО-К. Д л я нагнітача з електроприводом: К-2ТО-Т-2ТО-К. Для газомотокомпресора: К-ЗТО-ТрЗТО-СрЗТО-ТгЗТО-С2-ЗТО-Т3-ЗТО-К, де ТО — т е х н і ч н е о б с л у г о в у в а н н я ( м і ж р е м о н т н е ) . Т р и в а л і с т ь м і ж р е м о н т н о г о ц и к л у і періоду в р о к а х д л я магістрального трубопроводу визначається: м і ж р е м о н т н и й цикл Г = | З а . рв . 2 0 ; міжремонтний

період

/ = -їгт-; міжоглядовий

період

<°=^Ьп-' де

(3.04)

3 05

( - >

з0б

<- >

Т — тривалість ремонтного циклу в роках; / — т р и в а л і с т ь м і ж р е м о н т н о г о періоду в м і с я ц я х ; 115

і0— т р и в а л і с т ь м і ж о г л я д о в о г о періоду в м і с я ц я х ; п0— к і л ь к і с т ь о г л я д і в ; Пі — кількість поточних р е м о н т і в ; Ра • Рв — к о е ф і ц і є н т и , я к і в р а х о в у ю т ь в і д п о в і д н о а г р е с и в н і с т ь ґ р у н т і в , в е л и ч и н у п о т е н ц і а л у « т р у б а — зем­ ля». З н а ч е н н я к о е ф і ц і є н т і в р а і р в н а в е д е н і в т а б л . 3.14. Таблиця

3.14

Тривалість ремонтних циклів для магістральних трубопроводів Ра

1

0,9

д Рв

/3„

Ремонтний

Р в

цикл, Т , р о к і в

0,8

0,7

11

1,0

20 18

0,7

14

0,3 1,0

16 12

0,7

в

Ра

0,9

0,9

0,8

Ремонтний цикл, Т, років

0,3

4

1,0

14

6

0,9

12

18

0,7

9

0,3 1,0

4 12

0,7

0,6

0,3

5

0,9

10

1,0

16

0,7

8

0,9

14

0,3

3

Поточний ремонт ( П Р ) — найменший за обсягом к о м п л е к с р е м о н т н и х робіт, щ о з а б е з п е ч у є н о р м а л ь н у експ­ луатацію Г П А до чергового планового ремонту. При ц ь о м у у с у в а ю т ь с я н е с п р а в н о с т і ш л я х о м з а м і н и а б о від­ новлення окремих складових частин. Середній р е м о н т ( С Р ) — к о м п л е к с робіт із ч а с т к о в и м р о з б и р а н н я м агрегату. Виконується контроль технічного с т а н у о с н о в н о г о у с т а т к у в а н н я , у с у н е н н я причин зношен­ н я , з а м і н а д е т а л е й і з з а б е з п е ч е н н я м н о р м а л ь н о ї експлуа­ тації до чергового капітального ремонту. К а п і т а л ь н и й р е м о н т ( К Р ) — н а й б і л ь ш с к л а д н и й і тру­ д о м і с т к и й в и д п л а н о в о г о р е м о н т у , я к и й в и к о н у ю т ь при досягненні граничних величин зносу. При цьому мають бути п о н о в л е н і п е р ш о п о ч а т к о в і п а с п о р т н і х а р а к т е р и с т и к и агрегату. Види р е м о н т і в г а з о м о т о к о м п р е с о р і в ( Г М К ) та їх пері­ о д и ч н і с т ь н а в е д е н о в т а б л и ц і 3.15. 116

Таблиця

3.15

Види і періодичність ремонтів ГМК Вид ремонту

Технічний огляд Ревізія Дрібний ремонт Середній ремонт Капітальний ремонт Ремонтна

Періодичність, год

250—350 1500—2000 4000 8000 30 000—40 000 документація:

1. Дефектна відомість е вихідним д о к у м е н т о м д л я в и з н а ч е н н я о б с я г і в р е м о н т у , п о т р е б у м а т е р і а л а х і зап­ ч а с т и н а х . В о н а с к л а д а є т ь с я н а основі д о к у м е н т а ц і ї попе­ реднього ремонту й експлуатаційних записів порушень р е ж и м і в роботи. Д е ф е к т н а відомість уточнюється після відкриття агрегату.

2 . Технічна документація н а р е м о н т в у з л і в .

3 . Календарний графік ремонту.

Д л я п р а в и л ь н о ї о р г а н і з а ц і ї р е м о н т у о с н о в н о г о устат­ к у в а н н я К С з а с т о с о в у ю т ь с я сітьові г р а ф і к и , щ о є графіч­ н о ю м о д е л л ю р е м о н т н о г о п р о ц е с у і з з о б р а ж е н н я м послі­ д о в н о с т і в и к о н а н н я всіх р е м о н т н и х робіт. Щ о д е н н о н а г р а ф і к у в і д м і ч а є т ь с я ф а к т и ч н е в и к о н а н н я р е м о н т н и х опе­ рацій, фіксується відставання і випередження строків ремонту. З а д і ю ч и м нині « Т и м ч а с о в и м п о л о ж е н н я м с и с т е м и П П Р ГТУ з відцентровими нагнітачами» п е р е д б а ч а є т ь с я п р о в е д е н н я середніх р е м о н т і в ч е р е з 4 0 0 0 — 5 0 0 0 годин і к а п і т а л ь н и х — ч е р е з 8 0 0 0 — 9 0 0 0 г о д и н . У к а п і т а л ь н і ре­ м о н т и а г р е г а т и в и в о д я т ь с я з г і д н о г р а ф і к а , хоч ч а с т о п о т р е б у ю т ь л и ш е п р о ф і л а к т и ч н и х р е м о н т і в в о б с я з і се­ реднього. Згідно діючої системи П П Р рекомендуються о д н а к о в і д л я всіх т и п і в Г Т У т е р м і н и б е з у р а х у в а н н я фактичного стану агрегату, конструктивних особливостей, ї х н а р о б к и від п о ч а т к у е к с п л у а т а ц і ї . Р е г л а м е н т о б с л у г о в у в а н н я п е р е д б а ч а є чотири види ТО ( Т О . 1 — 4 ) на п р а ц ю ю ч о м у і з у п и н е н о м у а г р е г а т а х , чо­ тири види ТО (ТО.5.1—ТО.5.4) при з н а х о д ж е н н і аг­ р е г а т у в р е з е р в і , п р о в е д е н н я середніх і к а п і т а л ь н и х ре­ монтів. П р и в и к о н а н н і робіт п р и Т О Л — 4 п р о в о д я т ь с я : — технічні о г л я д и у с т а т к у в а н н я з м е т о ю в и я в л е н н я 117

д е ф е к т і в і відсутності в и т і к а н н я п о в і т р я , м а с т и л а , в о д и , газу, продуктів згоряння; — перевірки правильності роботи агрегатних систем; — контроль робочих параметрів Г П А (температури по г а з о п о в і т р я н о м у т р а к т у ГТУ, всіх п і д ш и п н и к і в , м а с л а д о і після маслоохолоджувачів, тиску повітря за О К , газу, м а с л а , о б е р т а н ь р о т о р і в , п о т у ж н о с т і р і в н я в і б р а ц і ї , витра­ ти і с т а н у м а с т и л а ) . Д о д а т к о в о передбачені зупинка Г П А і проведення р е в і з і ї к а м е р и з г о р я н н я і н а г н і т а ч а . У р о б о т а х по техніч­ н о м у о б с л у г о в у в а н н ю а г р е г а т у , я к и й з н а х о д и т ь с я в резер­ ві, п е р е д б а ч е н о (крім п е р е р а х о в а н о г о ) ревізію допоміж­ ного о б л а д н а н н я , системи К В П І А , маслосистеми, системи пожежогасіння. Т О н а п р а ц ю ю ч о м у і п р о ф і л а к т и ч н і о г л я д и н а зупине­ ному агрегаті виконує експлуатаційний персонал. В і д п о в і д н о д о р е г л а м е н т у в и к о н у ю т ь с я д в а види пла­ нових ремонтів: Середній р е м о н т п р о в о д и т ь с я д л я п і д т р и м а н н я надій­ ності а г р е г а т у і п о н о в л е н н я й о г о е к с п л у а т а ц і й н и х ха­ рактеристик; К а п і т а л ь н и й р е м о н т — це п о в н е р о з б и р а н н я , д е ф е к т у вання, заміна зношених деталей, складання, регулювання, випробовування. П л а н о в і ремонти повинні виконуватися спеціалізова­ ними р е м о н т н и м и п і д п р и є м с т в а м и . Д л я в с т а н о в л е н н я точних т е р м і н і в п р о в е д е н н я середніх і к а п і т а л ь н и х ремонтів, які з а б е з п е ч а т ь в и с о к и й р і в е н ь н а д і й н о с т і , н е обх ід но о б ґ р у н т о в у в а т и с я н а с т а т и с т и ч н и х даних по відмовах, тобто на фактичному експлуатаційно­ му ре с у рс і д е т а л е й і в у з л і в . Порядок виводу агрегату в ремонт Вивід агрегату в плановий ремонт здійснюється персон а л о м К С з а з а т в е р д ж е н и м г р а ф і к о м к а п і т а л ь н о г о і се­ р е д н ь о г о р е м о н т і в і з д о з в о л у Ц Д С ( ц е н т р а л ь н о ї диспет­ черської служби) підприємства. Час початку ремонту м а є бути п о в і д о м л е н и й р е м о н т н і й о р г а н і з а ц і ї з а 1 5 д н і в до початку роботи. Після відкриття агрегату складається у т о ч н е н а д е ф е к т н а відомість, з г і д н о я к о ї і в и к о н у є т ь с я ремонт агрегату. Приймання з ремонту В і д п о в і д н о д о п о л о ж е н н я п р о П П Р у с т а т к у в а н н я , ви­ від а г р е г а т у з р е м о н т у і п р и й м а н н я в е к с п л у а т а ц і ю вико­ нує к о м і с і я . П і с л я р е м о н т у а г р е г а т п е р е в і р я ю т ь у роботі під н а в а н т а ж е н н я м п р о т я г о м 2 4 г о д и н . П р и відсутності 118

І І !

'

дефектів оцінюють якість ремонту, і агрегат приймають в експлуатацію. П р и виявленні дефектів їх усувають і п о в т о р н о п е р е в і р я ю т ь а г р е г а т під н а в а н т а ж е н н я м протя­ гом 2 4 г о д и н . К і н ц е в а о ц і н к а я к о с т і р е м о н т у д а є т ь с я при участі о р г а н і з а ц і ї , я к а в и к о н у в а л а р е м о н т п і с л я м і с я ц я р о б о т и а г р е г а т у під н а в а н т а ж е н н я м . Д о к у м е н т а ц і я п о ремонту складається в двох примірниках. П р и к л а д 3.2. В и к о н а т и д е ф е к т у в а н н я Г П А Г Т К - Ю И . Дефектуванню підлягають такі деталі і вузли: 1. Р о т о р о с ь о в о г о к о м п р е с о р а ( д и с к и р о б о ч и х коліс, р о б о ч і л о п а т к и , д и с к р о б о ч о г о к о л е с а Т В Т , робочі л о п а т к и ТВТ, шийки ротора й упорний диск, к р і п л е н н я ) . 2. К о р п у с о с ь о в о г о к о м п р е с о р а ( ч а с т и н а к о р п у с у в роз'ємі, спрямовуючі лопатки, кріплення). 3. К о р п у с т у р б і н и ( ч а с т и н и к о р п у с і в і р о з ' є м и , спря­ м о в у ю ч и й а п а р а т ТВТ, с п р я м о в у ю ч и й а п а р а т Т Н Т , меха­ нізм п о в о р о т у л о п а т о к , к р і п л е н н я ) . 4 . П і д ш и п н и к и р о т о р а о с ь о в о г о к о м п р е с о р а (підшип­ ники № 1, № 2, м а с л я н і у щ і л ь н ю в а ч і , к р і п л е н н я ) . 5. Ротор ТНТ (робочі л о п а т к и ступеня ТНТ, щітки ротора й упорний диск, диск ступеня Т Н Т ) . 6. П і д ш и п н и к и р о т о р а Т Н Т ( п і д ш и п н и к № 3, № 4, масляні ущільнювачі, кріплення). 7. Т у р б о д е т а н д е р . 8 . В у з о л п е р е д а ч д л я д о п о м і ж н и х п р и с т р о ї в (редук­ тор, головний маслонасос з м а з у в а н н я , головний маслонасос в и с о к о г о тиску, к у л а ч к о в а м у ф т а з ч е п л е н н я ) . 9. З у б ч а т і м у ф т и ( п р о м в а л м і ж т у р б і н о ю і редукто­ р о м , п р о м в а л між т у р б і н о ю і н а г н і т а ч е м ) . 10. С и с т е м а з м а з у в а н н я ( м а с л о б а к , м а с л я н і ф і л ь т р и , д о п о м і ж н и й н а с о с , а в а р і й н и й н а с о с , т р у б н і пучки м а с лобхолоджувача). 11. С и с т е м а гідравлічного живлення (допоміжний насос, атмосферні та запобіжні клапани, масляний фільтр). 12. С и с т е м а р е г у л ю ю ч о г о м а с л а ( в у з о л п р и в о д у пово­ ротних соплових лопаток Т Н Т ) . 13. С и с т е м а п а л и в н о г о г а з у ( к л а п а н р е г у л ю в а н н я і співвідношення, фільтр). 14. З а х и с т від п е р е в и щ е н н я о б е р т і в ( в у з о л а в т о м а т а безпеки ТВТ, вузол а в т о м а т а безпеки Т Н Т ) . 15. П о в і т р о з а б і р н а к а м е р а ( ф і л ь т р и ) . 16. В и х л о п н и й к о р о б . 17. А н т и о б м е р з а л ь н а с и с т е м а ( т р у б о п р о в о д и , з а с у в к и з приводом, фланцеві з'єднання, кріплення). 119

18. С и с т е м а о х о л о д ж у ю ч о г о і у щ і л ь н ю ю ч о г о п о в і т р я (трубопроводи, сопла, клапани, фільтр, шайби кріплення, відцентровий с е п а р а т о р ) . 19. С и с т е м а о х о л о д ж у ю ч о ї води ( н а с о с и , трубопровід­ на а р м а т у р а і ф і л ь т р у ю ч і с і т к и ) . Перелік

робіт

середнього

ремонту

ГТК-10И

1. П і д г о т о в ч і р о б о т и . П р и й м а н н я т у р б о а г р е г а т у в ре­ монт. Д е м о н т а ж п о в і т р о в о д і в . 2 . Д е м о н т а ж г у с а к а ( вх ід н ог о п а т р у б к а О К ) . 3. Д е м о н т а ж камер згоряння і промвалів. 4. Д е м о н т а ж к р и ш к и п о в і т р о з б і р н и к а , перехідних пат­ рубків, кришки вихлопу. 5. М о н т а ж балки і тальки. Д е м о н т а ж П Н А . Демонтаж н и ж н ь о ї кришки вихлопу. 6 . Д е м о н т а ж вхідної к а м е р и О К і к р и ш о к О К . 7. Д е м о н т а ж кришки ТНТ і дифузора. Д е м о н т а ж спрямовуючого апарата І ступеня. 8. Р о з б и р а н н я н а г н і т а ч а . В і д к р и т т я п і д ш и п н и к і в № 1, № 2 і демонтаж ротора О К . 9. В і д к р и т т я п і д ш и п н и к і в № 3, № 4. Ч и с т к а ущіль­ нень, замір зазорів. Д е м о н т а ж ротора ТНТ. 10. Д е ф е к т о с к о п і я р о т о р а О К і с п р я м о в у ю ч и х л о п а т о к ТНТ. Миття лопаток. Монтаж ротора ТНТ. 11. Д е ф е к т о с к о п і я в у з л і в к а м е р з г о р я н н я , спрямову­ ючих лопаток ТВТ — ПНА. Миття деталей нагні­ тача. 12. Д е ф е к т о с к о п і я в у з л і в н а г н і т а ч а . З а м і н а л а б і р и н т них у щ і л ь н е н ь . З б и р а н н я н а г н і т а ч а . 13. З а к р и т т я п і д ш и п н и к і в № 3, № 4. У с т а н о в к а дифу­ зора і кришки ТНТ. 14. М о н т а ж р о т о р а Т В Т . З а к р и т т я п і д ш и п н и к і в № 1, № 2. М о н т а ж с п р я м о в у ю ч о г о а п а р а т а І с т у п е н я і вхідної к р и ш к и ОК15. М о н т а ж вихідної к р и ш к и О К , п е р е х і д н и х патруб­ ків, в х і д н о ї к а м е р и , м о н т а ж н и ж н ь о ї к р и ш к и в и х л о п у . 16. М о н т а ж к р и ш к и п о в і т р о з б і р н и к а і П Н А . М о н т а ж камер згоряння. Демонтаж балки і тальки. 17. У с т а н о в к а к р и ш к и . З а м і р ц е н т р і в к и Т Н Т — нагні­ тач, редуктор — ТВТ. Регулювання центрівки. 18. М и т т я м а с л о с и с т е м и , з а м і н а ф і л ь т р і в м а с л а і пові­ тряних. М о н т а ж промвалів. 19. М о н т а ж п о в і т р о в о д і в , вхідного п а т р у б к а О К , мон­ т а ж верхньої кришки, вихлопу. 120

20. П і д г о т о в к а д о о б к а т к и . П р и б и р а н н я робочих м і с ц ь . П у с к н а х о л о с т и й хід. 2 1 . О б к а т к а під н а в а н т а ж е н н я м і з д а в а н н я в експ­ луатацію.

3.7. РОЗРАХУНКИ ЛІНІЙНОЇ ЧАСТИНИ МАГІСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДУ

М а г і с т р а л ь н и й г а з о п р о в і д — ц е т р у б о п р о в і д , призна­ чений д л я т р а н с п о р т у в а н н я г а з у з р а й о н у й о г о д о б у в а н н я або виробництва у район споживання, або такий, що з ' є д н у є о к р е м і г а з о в і р о д о в и щ а . В и х і д н и м и д а н и м и при технологічному розрахунку газопроводу є: — п р о д у к т и в н і с т ь г а з о п р о в о д у , (<2); — характеристика газу (вказати р о д о в и щ е ) ; — п о ч а т к о в а т е м п е р а т у р а г а з у , (Тп)\ — т е м п е р а т у р а ґ р у н т у на глибині з а к л а д а н н я газо­ п р о в о д у , (* гр .); — протяжність газопроводу, ( і . ) . Технологічні розрахунки в к л ю ч а ю т ь : — визначення пропускної здатності газопроводу, (9добу) »

— вибір т и п у Г П А ; — визначення діаметра газопроводу, ( с і ) ; — в и з н а ч е н н я т о в щ и н и стінки т р у б , ( б ) ; — гідравлічний розрахунок. Я к щ о виявиться, що протягом усього газопроводу між двох компресорних станцій ( К С ) і початком або кінцем г а з о п р о в о д у відсутні т о ч к и з п е р е в и щ е н н я м (понижен­ н я м ) в е р т и к а л ь н и х відміток п о р і в н я н о з в і д м і т к о ю п е р ш о ї п о ходу К С а б о п о ч а т к о м г а з о п р о в о д у н е більш я к н а 100 м , р о з р а х у н о к в е д е т ь с я п о ф о р м у л а х б е з у р а х у в а н н я р е л ь є ф у місцевості. І н а к ш е н е о б х і д н о з а с т о с о в у в а т и фор­ мули, які в р а х о в у ю т ь р е л ь є ф м і с ц е в о с т і . Визначення

пропускної

здатності

газопроводу

Під пропускною здатністю газопроводу розуміють кількість газу, яка перекачується протягом доби. П р о д у к т и в н і с т ь г а з о п р о в о д у — к і л ь к і с т ь г а з у , я к а пе­ р е к а ч у є т ь с я п р о т я г о м року. Основними параметрами КС є: — кількість компримованого газу; — т и с к г а з у на п р и й м а н н і та в и к и д а н н і ; 121

— т е м п е р а т у р а газу на прийманні та викиданні; — потужність ГПА; — потужність КС. Оціночна пропускна здатність базового газопроводу, 3 млн м /добу, в и з н а ч а є т ь с я по формулі:

3

де (2Г0Д — з а д а н а п р о д у к т и в н і с т ь г а з о п р о в о д у , м л н м / р і к ; 3 6 5 — кількість д н і в н а рік; ^ — оціночний коефіцієнт використання пропускної здатності газопроводу, визначається по формулі: К ^ К р з ' К е , - ^ ,

(3.08)

де /Срз — к о е ф і ц і є н т р о з р а х у н к о в о ї з а б е з п е ч е н о с т і спожи­ в а ч і в . С л і д п р и й м а т и /Срз = 0,95; Кет— к о е ф і ц і є н т е к с т р е м а л ь н и х т е м п е р а т у р . Т р е б а п р и й м а т и /Сет = 0,98; К°я— о ц і н о ч н и й к о е ф і ц і є н т н а д і й н о с т і г а з о п р о в о д у . З н а ч е н н я к о е ф і ц і є н т а з н а х о д я т ь п о т а б л и ц і 3.16.

Таблиця 3.16 Значення коефіцієнтів надійності газопроводу Потужність Вид ГПА

приводу агрегатів МВТ

1

Газотурбінні

2

6

10

16

25

122

Відносний показник надійності Відстань

К н д газопроводу довжиною, км

між К С . км 500

1000

1500

2000

3

4

5

б

7

125 100 83 125 100 83 125 100 83 125 100 83

0,989 0,982 0,975 0,985 0,979 0.972 0,983 0,974 0,966 0,983 0,973 0,962

0,976 0,964 0,951 0,969 0,958 0,945 0,965 0,949 0,934 0,965 0,947 0,927

0,964 0,948 0,932 0,954 0,939 0,922 0,948 0,927 0,909 0,948 0,924 0,900

0,953 0,934 0,913 0,941 0,916 0,904 0,934 0,910 0,888 0,933 0,906 0,878

Продовження 1

Електро­ приводі іі

6

10

16

25

Газомоторні

6

10

16

25

табл.

3.16

4

5

б

7

125

0,996

0,990

0.990

0,980

100

0,993

0,986

0,979

0,973

83

0,991

0,981

0,973

0,964

125

0,994

0,987

0,980

0,974

100

0,992

0,983

0,975

0,967

83

0,990

0,979

0,968

0,958

125

0,993

0,984

0,976

0,968

100

0,989

0,978

0,967

0,958

83

0,986

0,971

0,958

0,946

125

0,992

0,983

0,975

0,967

100

0,989

0,976

0,965

0,954

83

0,984

0,968

0,953

0,939

125

0,986

0,967

0,951

0,937

100

0,976

0,952

0,932

0,915

83

0,966

0,935

0,913

0,893

125

0,981

0,958

0,940

0,924

100

0,972

0,944

0,920

0,902

83

0,962

0,928

0,902

0,880

125

0,979

0,955

0,935

0,918

100

0,967

0,936

0,911

0.890

83.

0.956

0,918

0,890

0.867

125

0,979

0,955

0,935

0.917

100

0,966

0,933

0,907

0,886

83

0,951

0,910

0,879

0,854

2

3

Оціночну пропускну здатність розподільних і маневро­ вих

магістральних

максимальної

газопроводів

подачі

газу,

визначають для 3

періоду

млн м /добу:

Я ° 9 = ~ , Д

е

<7тах

— середня добова

у газопровід Оціночну визначають

за

період

кількість

газу,

яка

надходить

максимального закачування.

пропускну по

(3-09)

здатність

відводів,

3

млн м /добу,

формулі: _0

<7від =

24 • <7таХгод * 10

™

1 П\

.

[ЛАЮ) 123

е

Д <7тахгод — м а к с и м а л ь н е г о д и н н е с п о ж и в а н н я г а з у , 3 м /год, усіма с п о ж и в а ч а м и . У цьому випадку К° = К р з • К»л ' приймаються: /С рз = 0,95, / Х „ д = 0 , 9 9 . Визначення

типу, кількості роботи ГПА

і

схеми

Кількість Г П А та їх потужність визначаються залеж­ но від п р о д у к т и в н о с т і й т и с к у к о м п р и м о в а н о г о на КС газу, а т а к о ж виходячи з паспортних (заводських) даних н о м і н а л ь н о ї п о т у ж н о с т і а г р е г а т у . П р и п р о п у с к н і й здат­ ності г а з о п р о в о д у до 12 м л н м^/добу д о ц і л ь н о прийма­ ти до встановлення газомотокомпресори ( Г М К ) ; більше 3 12 млн м / д о б у — в і д ц е н т р о в і н а г н і т а ч і з п р и в о д о м від газової турбіни або електродвигуна. Кількість ГПА м о ж н а визначити, знаючи пропускну здатність газопроводу і продуктивність агрегату: п 0 = - ^ ,

(3.11)

п0 — р о з р а х у н к о в а к і л ь к і с т ь Г П А ; 3 <7к — п р о д у к т и в н і с т ь о д н о г о а г р е г а т у , м / д о б у . П р и в и б о р і в с т а н о в л е н о ї к і л ь к о с т і Г П А в и н и к а є пи­ т а н н я про резерв. Н е о б ґ р у н т о в а н и й ступінь р е з е р в у в а н н я п р и з в о д и т ь д о з б і л ь ш е н н я к а п і т а л ь н и х в к л а д е н ь , недо­ с т а т н є р е з е р в у в а н н я — до п о н и ж е н н я надійності ГПА (табл. 3.17).

де

Таблиця

3.17

Вибір кількості ГПА Г П А з п р и в о д о м від е л е к т р о д в и г у н а

Г П А з п р и в о д о м від ГТ

Тип нагнітача неповнонапірний

повнонапірний

неповнонапірний

Поршне

і ГПА

повнонапірнин

робо­

резерв­

резерв­ ний

резерв­

робо­

резерв­

робо­

резерв­

ний

робо­ чий

робо­

чий

чий

ний

чий

ний

чий

ний

2

1

2

2

2

1

2

1

2—4

1

4

2

3

2

4

2

3

1

5—9

2

6

2

6

2

10—13

3

124

4

2

4

2

5

2

5

2

6

2

6

2

У к о ж н о м у к о н к р е т н о м у в и п а д к у т р е б а п р и й м а т и са­ м о с т і й н е р і ш е н н я з а л е ж н о від з а в а н т а ж е н н я с и с т е м и г а з о п р о в о д і в , н а д і й н о с т і з а с т о с о в а н о г о т и п у Г П А , ста­ більності р е ж и м і в р о б о т и г а з о п р о в о д і в . Н е рекоменду­ ється приймати кількість агрегатів більше шести і менше трьох. Д о п у с к а є т ь с я скорочувати кількість резервних Г П А на одиницю в спарених компресорних цехах і подальших чергах багатониткових МГ.

Вибір

орієнтовного

діаметра

З а л е ж н і с т ь р о з р а х у н к о в о ї п р о п у с к н о ї з д а т н о с т і від п а р а м е т р і в г а з о п р о в о д у ( о д н о н и т к о в о г о ) і ф і з и ч н и х вла­ стивостей газу в и р а ж а є т ь с я формулою: 1 . О б ' є м н а в и т р а т а при н о р м а л ь н и х у м о в а х :

ц=0,326 • к г

6

•

а

2 5

V-

2. М а с о в а

Р

Р

гг-

т "~ \

~ у А *

Іл •

3 12

< - )

1 середи, * ^ с е р е д и . ' ^

витрата: 3

М = 3 , 9 9 9 • 10

25

•

гі ' у V

А (Р

'

Р

" 7 ^ _ . (3.13)

А • V середи. " ^ с е р е д и . * ^

Д а н і формули придатні д л я розрахунку без урахуван­ ня рельєфу траси газопроводу, де: й — в н у т р і ш н і й д і а м е т р г а з о п р о в о д у , м; X — к о е ф і ц і є н т г і д р а в л і ч н о г о о п о р у д і л ь н и ц і газопро­ воду; ^ с е р е д и . — середній по довжині дільниці коефіцієнт стисливості; Ь — д о в ж и н а дільниці газопроводу, км. І з ф о р м у л (3.12), (3.13) м о ж н а в и з н а ч и т и д і а м е т р газопроводу. Але, т а к як у (3.12), (3.13) б і л ь ш і с т ь п а р а м е т р і в невідомі, т о о р і є н т о в н о м о ж н а п р и й м а т и д і а м е т р п о табли­ ці 3.18. Д а л і розрахунок ведемо по трьох діаметрах: й(,<й? 2 <С?з

( з н а ч е н н я а"2 п р и й м а є м о по т а б л и ц і 3.18). Т а к я к г і д р а в л і ч н и й р о з р а х у н о к р о б и м о п о внутріш­ ньому діаметру, то необхідно визначити т о в щ и н у стінки труби.

125

Таблиця

3.18

Орієнтовна продуктивність газопроводу залежно від діаметра і тиску П р о д у к т и в н і с т ь , м л р д м^/рік

П р о д у к т и в н і с т ь , м л р д м^/рік Діаметр

Діаметр

т р у б , мм

т р у б , мм

325 377 426 530 630 720

при Р = 5,6

при

Р»7,5

МПа

МПа

0,47 0,62 0,91 1,65 2,61 3,65

0,66 0,90 1,36 2,50 3,95 5,50

Визначення

товщини

при Р = 5 , 6 МПа

820 1020 1220 1420 1620

при

5,85 9,10 14,60 20,00 28,20

стінки

Р-7,5 МПа

7,50 12,50 19,50 29,00 40,89

труби

В і д п о в і д н о д о Б Н І П 2 . 0 5 . 0 6 — 8 5 н о р м а т и в н и й опір р о з т я г у в а н н ю ( с т и с к а н н ю ) м е т а л у т р у б і з в а р н и х з'єд­ н а н ь с л і д п р и й м а т и р і в н и м и м і н і м а л ь н и м з н а ч е н н я м тим­ ч а с о в о г о о п о р у (а вр ) і г р а н и ц і т е к у ч о с т і (а т ) за д е р ж а в н и м и с т а н д а р т а м и й т е х н і ч н и м и у м о в а м и на т р у б и ЯГ

= о-вр,

Щ = ат.

Р о з р а х у н к о в и й опір р о з т я г у в а н н ю ( с т и с к а н н ю ) труб, М П а , визначаємо по формулах:

'

металу

<

З Л 5

>

де пг — к о е ф і ц і є н т у м о в р о б о т и т р у б о п р о в о д у (т = 0,6-=0,9) п р и й м а є т ь с я з а л е ж н о від к а т е г о р і ї т р у б о п р о в о д у ; К\, — к о е ф і ц і є н т и б е з п е к и по м а т е р і а л у , які з а л е ж а т ь від характеристики труб (Кі = 1,34 -і-1,55; /С2=1,1-=1,2); Кн — к о е ф і ц і є н т надійності, який залежить від діа­ метра і внутрішнього тиску (/Сн=1,15). З н а ч е н н я в и щ е п е р е р а х о в а н и х к о е ф і ц і є н т і в т р е б а при­ ймати по Б Н І П 2.05.06—85. Т о в щ и н у стінки т р у б и в и з н а ч а є м о п о ф о р м у л і :

126

де 6 — н о м і н а л ь н а т о в щ и н а стінки т р у б и , с м ; п — к о е ф і ц і є н т п е р е в а н т а ж е н н я р о б о ч о г о т и с к у в тру­ б о п р о в о д і (п = 1,1); кн=сІвн-\-26 — з о в н і ш н і й д і а м е т р , с м ; Р — робочий (нормативний) тиск, М П а . П е р е в і р к у міцності п і д з е м н и х ( у н а с и п у ) трубопрово­ дів р о б и м о , в и х о д я ч и з у м о в и :

д е Опріу — г р а н и ч н е о с ь о в е н а п р у ж е н н я від р о з р а х у н к о в и х навантажень, МПа; г Ч 2 — коефіцієнт, я к и й у р а х о в у є д в о х о с ь о в и й напруже­ ний с т а н м е т а л у т р у б , при р о з т я г у ю ч и х о с ь о в и х п о з д о в ж ­ ніх н а п р у ж е н н я х ( о п р . д г > 0 , 4 ^ 2 = 1 ) , при стискаючих ( ° " п Р . # < 0) в и з н а ч а є т ь с я по ф о р м у л і : У2= де акц МПа.

д/

— кільцеве

1 - 0 , 7 5 • (-^У - 0 , 5 - £ 4

(3.17)

напруження

тиску,

°

де

-

=

Т

Г

^

від

внутрішнього

.

<

3 1 8

>

а"ш

— внутрішній діаметр труби, см. П о з д о в ж н є осьове напруження д л я прямолінійних і пружнозігнутих дільниць в и з н а ч а є т ь с я по формулі: <х.£.Д/,

о-пр.уу-Ц

(3.19)

де

М — температурний перепад, °К; а — к о е ф і ц і є н т л і н і й н о г о р о з ш и р е н н я с т а л і , 1/К; Е — модуль пружності сталі, М П а ; ц — змінний коефіцієнт поперечної деформації сталі (коефіцієнт П у с с о н а ) . 5

( а = 1 , 2 • Ю - - ^ - ; £ = 2,1 Розрахункові

параметри

5

• 10 МПа). газу

Д л я в и з н а ч е н н я р о з р а х у н к о в и х п а р а м е т р і в г а з у дано­ го родовища необхідно скласти т а б л и ц ю (табл. 3.19). У т а б л и ц і з 1 до 8 к о л о н к и в к л ю ч н о — д о в і д к о в і д а н і ; 9—13 — розрахункові. Розрахункові дані отримані шляхом послідовного м н о ж е н н я д а н и х к о л о н к и 3 на д а н і к о л о н о к 4, 5, 6, 7 і 8 із в і д п о в і д н и м з а п и с о м к о л о н к и 9, 10, 11, 12 і 13. 127

іо

Таблиця

3,19

Розрахункові параметри газу Оренбурзького родовища Дина­

Молекулярний с к л а д частки, одиниці

Молеку­ лярна вага, кг/моль

Критич­ на тем­ перату­ е ра, К

Критич­ ний тиск, МПа

Густина, кг/м^

2

3

4

5

6

Метан

СН4

0,927

16,043

190,6

Етан

СгНб

0,022

30,070

Пропан

СзШ

0,008

Бутан

С4Н10

Пентан

С5Н12

Компоненти

1

Двоокис вуглецю Азот Сірководень

мічна

Середня Середній критич­ критич­ ний на темпе­ тиск, ратура, М Па к

Середня густина суміші, 3 кг/м

Середня динамічна В'ЯЗКІСТЬ

НІ.,0-7

Середня маса, кг/моль

7

8

9

10

11

12

ІЗ

4,49

0,7168

10,3

14,872

176,7

4,16

0,6644

9,54

306,0

4,77

1,3440

8,6

0,662

6,7

0,10

0,0295

0,02

44,097

369,6

4,26

1,9670

7,5

0,352

2,9

0,03

0,0157

0,06

0,0022

58,124

425,0

3,50

2,5980

6,9

0,128

0,9

0,01

0,0057

0,02

0,0018

72,151

470,2

3,24

3,2210

6,2

0,129

0,8

0,0058

0,01

СО2

0,002

44,011

304,0

6,63

1,8768

13,8

0,088

0,6

0,01

0,0039

0,02

N2

0,011

28,016

126,0

3,39

1,2505

16,6

0,308

1,3

0,03

0,0137

0,18

Н23

0,026

34,082

373,4

7,33

1,5392

12,6

0,886

9,7

0,19

0,0400

0,32

17,425

199,6

4,53

0,7787

10,17-10"

Хімічна формула

1,0000

в'язкість

суміші, "^.,0-7

7

В і д н о с н у г у с т и н у г а з у п о п о в і т р ю в и з н а ч а є м о п о фор­ мулі: Д = - £ ^ - ,

Р

(3.20)

пов.

3

де р г — г у с т и н а г а з у , к г / м ;

3

( р п о в . = 1,293 к г / м ) .

Рпов.— густина повітря

Середню температуру газу для труб діаметром до сі = 8 2 0 мм в к л ю ч н о в и з н а ч а є м о б е з у р а х у в а н н я е ф е к т у Джоуля—Томсона: 1

^.середи. = Т^ ^- • (

1

-

Є

"

ЦІ

)-

(3-21)

Д л я т р у б д і а м е т р о м 1020 і в и щ е р о з р а х у н о к проводи­ мо з урахуванням ефекту Д ж о у л я — Т о м с о н а : 32

'середи.

' гр-Г-

0 > і

VI

е

2Рсередн..

/

о2\

а • 1

а / Х [ і - т | т ( і - е - ) ] ;

Л

(3.22)

62,6.^-гі

? • д • ср • ю

6

V

'

де с?н — з о в н і ш н і й д і а м е т р , м м ; 7Лр—температура грунту на глибині закладання газопроводу, °К; Тп— т е м п е р а т у р а г а з у на п о ч а т к у р о з р а х у н к о в о ї діль­ ниці г а з о п р о в о д у , ° К ; Ср — п и т о м а т е п л о є м н і с т ь газу, Д ж / к г • °К; Ц — середнє для розрахункової дільниці газопроводу значення коефіцієнта Д ж о у л я — Т о м с о н а , К / М П а (рис. 3.04); К — коефіцієнт 2

теплопередачі

від

газу

до

ґрунту,

Вт/м тод-°К; Ь — д о в ж и н а розрахункової дільниці, к м ; е — о с н о в а н а т у р а л ь н о г о л о г а р и ф м а , е = 2,718. Середній тиск у газопроводі в и з н а ч а є м о по формулі:

^середи,

д ^ Рп~\~ р _|_р ^ •

(3.24)

К о е ф і ц і є н т с т и с л и в о с т і г а з у (2 С е Р едн.) в и з н а ч а є м о за­ л е ж н о від наведених п а р а м е т р і в 5 7-іі2о

(рис.

1.04). 129

Визначаємо

режим

Г р а н и ц я м і ж перехідним і визначається по залежності: <7пер = 0,4

течії

газу

квадратичним

25

-а ' --^-.

режимами

(3.27)

П р и <7до6у><7г1Єр — р е ж и м к в а д р а т и ч н и й ;
, 0 5 £

;

Ятр

,

(3.28)

д е к , р — к о е ф і ц і є н т гідравлічного опору тертя; Е — к о е ф і ц і є н т е ф е к т и в н о с т і (при п е р і о д и ч н о м у о ч и 130

щ е н н і г а з о п р о в о д у Е = 0,95, п р и відсутності о ч и щ е н н я Е = 0,92); 1,05 — п о п р а в о ч н и й коефіцієнт, що в р а х о в у є опір лі­ нійних к р а н і в . й2

^ тр = 0 , 0 6 7 ( і ^ - + - ^ ) , \ Не й в!| / де К — е к в і в а л е н т н а ш о р с т к і с т ь ( д л я н о в и х = 0,03 м м ) . Ч и с л о Р е й н о л ь д с а в и з н а ч а є т ь с я : К е = 1 , 8 1 -10

3

(3.29) труб

К=

(3.30)

4 ^ - ,

де (х — д и н а м і ч н а в ' я з к і с т ь газу, Па • с; Д — в і д н о с н а г у с т и н а г а з у по п о в і т р ю . Рпов.

Відстань

між

КС

Відстань між КС визначаємо: 1. Д л я квадратичного режиму: 1 =

(1,67 • 10-° • а • Ф • ^

2. Д л я

"

^середи.

Е

•

РІ-РІ

26 2

а ' )

* ^середи.

(зз^

ЯІобу

перехідного р е ж и м у :

6 / = (0,332 - Щ- - а - ф • Е • А • А •

2 5 2

<і' - )

^середн. ' ^середи.

ш

РІ-РІ

^3 з 2 ^

Я лобу

Д л я н о в и х т р у б з н а ч е н н я а • ф • Е = 1. З н а ю ч и розрахункову відстань між КС, визначаємо їх кількість: «0=-А.

(3.33)

О д е р ж а н у к і л ь к і с т ь с т а н ц і й о к р у г л я є м о ( п р и необхід­ ності) до цілого ч и с л а (п) і в и з н а ч а є м о ф а к т и ч н у в і д с т а н ь між К С : 'середи. =

•

(3.34)

Фактична швидкість газу в газопроводі, м/с: Г

де

#293

(335)

— о б ' є м газу, щ о т р а н с п о р т у є т ь с я п р и с т а н д а р т н и х

умовах, к*

^ , 5 2 3 ^ - 1 ^ 5 - ,

3

м /добу; 131

2 й Р Т

— — — —

коефіцієнт стисливості газу в робочих умовах; в н у т р і ш н і й д і а м е т р г а з о п р о в о д у , м; абсолютний тиск у робочих умовах, М П а ; т е м п е р а т у р а г а з у в р о б о ч и х у м о в а х , °К. Гідравлічні

розрахунки

газопроводів

1. Визначення кількості газу, випущеного з газопрово­ ду, приведене до стандартних умов (Р = 0,1013 М П а , 3

7"= 293 ° К ) , тис. м . 2

0,785 • а - І • 293 0,1013. гн

(з.зб)

Я к щ о 2 визначати по формулі: 7

1

Л /107-3

Р

•

Ю

/

\-3.668

Т

2 = 1 - 0 , 4 2 7 3 ^ т - ( — ) то формула

,

матиме вигляд: = 2204 4

і1

(-^-

' П

-тО. II

(3-37) ^ к

'

де / — д о в ж и н а д і л ь н и ц і , к м ; Р П і Рк— п о ч а т к о в и й і к і н ц е в и й т и с к в и п у с к а н н я , М П а ; а" — в н у т р і ш н і й д і а м е т р г а з о п р о в о д у , м; Т п — т е м п е р а т у р а г а з у , °К ( п о ч а т к о в а ) ; 2 П і 2 К — к о е ф і ц і є н т и с т и с л и в о с т і г а з у при Р„ і Р к -

2. Визначення розходу газу крізь свічку при випускан­ ні з дільниці газопроводу. П р и в и з н а ч е н н і р о з х о д у г а з у к р і з ь с в і ч к у при його випусканні приймаємо, що витікання газу буде проходити б е з т е п л о о б м і н у з н а в к о л и ш н і м с е р е д о в и щ е м , т о б т о аді­ абатично. У перерізі свічного к р а н а в с т а н о в л ю ю т ь с я критичний тиск, т е м п е р а т у р а і к р и т и ч н а ш в и д к і с т ь в и т і к а н н я г а з у . Р*Р = У„.-Р, (3.38) де

Укр == ^ • ^_ 1 ^

К =

К

'=0,5475

при

показнику

адіабати

1,29 д л я г а з у .

Гкр=г(-^-)

К

(3.39) -

224

=7 (0,5475)°' = 0,8737", де Р і Т — т и с к і т е м п е р а т у р а г а з у в г а з о п р о в о д і п о ч а т к у в и п у с к а н н я , М П а і °К132

на

Таблиця

Критична швидкість С^р.,м/с

Інтервал тисків, МПа

від від від від від Розхід дорівнює:

при

10 до 7 7 до 3,25 3,25 до 2,25 2,25 до 1,25 1,25 до 0,19 газу,

3

м ,

3.20

Т = 27І"К

310,7 315,0 319,2 323,4 327,5 при

# = 697,96

гі

Р ~ 0,1013 М П а

» '

от

с

р

і

Т = 2 9 3 °К

р

' " ' «Л ..+ ») • ' її • ^іф.

1

}

(з_ 40)

д е й с в — внутрішній д і а м е т р свічки, м ; пг — в і д н о ш е н н я п л о щ і п е р е р і з у к р а н а до п л о щ і пере­ різу т р у б и ; п — ступінь в і д к р и т т я к р а н а с в і ч к и , ПІ

до 500 вище 500 рівнопрохідні

0,4 0,6 1,0

С кр .— к р и т и ч н а ш в и д к і с т ь , м / с ( т а б л . 3 . 2 0 ) ; Р п , Р к — початковий і к і н ц е в и й тиск, М П а ; і — ч а с в и п у с к а н н я г а з у , с; Тп— п о ч а т к о в а т е м п е р а т у р а г а з у , °К; 2кр.— КОефІЦІЄНТ СТИСЛИВОСТІ, ВІДПОВІДНИЙ Р к р - І іГкр-

3 . В и з н а ч е н н я ш в и д к о с т і п о р ш н я н а д і л ь н и ц і газо­ проводу. Ш в и д к і с т ь п о р ш н я н а д і л ь н и ц і г а з о п р о в о д у , м / с , ви­ значається: У = 0,0052

Та ж

'

: 2'

г

""

а" • Р "

*

ю

-'

я

,

(3.41)

середи.

3

де <7 — р о з х і д г а з у на д і л ь н и ц і , м л н м / д о б у ; сі — в н у т р і ш н і й

діаметр

^середи.— с е р е д н я

газопроводу,

температура

газу

м; на

дільниці,

Р с е р е д н . — середній т и с к г а з у н а дільниці, М П а ; 2 СЄ редн.— середній к о е ф і ц і є н т с т и с л и в о с т і г а з у

°К;

при

Рсередн. І Тсередн.

133

^ с е р е д и . — "з~ ^ Рп~\- рп^.р^) •

4. Визначення швидкості газу необхідної для осадження часток

в

(3.42)

пиловловлювачі,

Умовою о с а д ж е н н я часток забруднення е У < К о с а д ж . , де V — ш в и д к і с т ь г а з у у в і л ь н о м у перерізі п и л о в л о в л ю в а ­ ча, м/с; ^ о с а д ж . — ш в и д к і с т ь г а з у , при я к і й ч а с т к и о с а д ж у ю т ь ­ ся, м/с. Ш в и д к і с т ь газу, щ о з а б е з п е ч у є о с а д ж е н н я часток, визначається по формулі:

3

де р 2 — г у с т и н а г а з у п р и д а н и х з н а ч е н н я х Р і Т, к г / м . 92 = 2836,4

(3.44)

де р — г у с т и н а г а з у при 2 9 3 °К і 0,1013 М П а ; 3 рі — г у с т и н а ч а с т о к ( п и л у — рі = 2 0 0 0 ^ 2 2 0 0 к г / м , 3 конденсату — р , = 7 8 0 к г / м ) ; 5 сі — д і а м е т р ч а с т о к (к=Ю м к м = 1 0 ~ м); 2 £ — п р и с к о р е н н я в і л ь н о г о п а д і н н я (9,81 м / с ) ; / і — к о е ф і ц і є н т опору с е р е д о в и щ а : д л я о ч и щ е н н я від рідини / І = Я , д л я о ч и щ е н н я від м е х а н і ч н и х д о м і ш о к / , = 2 , 9 Я , де к — к о е ф і ц і є н т г і д р а в л і ч н о г о о п о р у п и л о в л о в л ю в а ч а . (3.45)

к= 0 № ( ^ + ^)°'\

Не= и==10-

де £) — д і а м е т р < 7 — добова 3

й

17 75

'

^-

А

;

і

(3.46)

(0,003327 -г-0,00175Я + 0 , 1 6 6 ) ,

п и л о в л о в л ю в а ч а , м; пропускна здатність

(3.47)

пиловловлювача,

млн м /добу; А — в і д н о с н а густина г а з у ; 2 ц. — д и н а м і ч н а в ' я з к і с т ь г а з у , кгс • с/м . Ш в и д к і с т ь г а з у у вільному перерізі п и л о в л о в л ю в а ч а , м/с: 134

У = 0,0052

Т . 2 • а О'-

Р

(3.48)

де ц — о б ' є м г а з у , я к и й о ч и щ а є т ь с я о д н и м п и л о в л о в л ю в а ­ 3 чем, м л н м /добу. Р і Т — тиск, М П а , і температура, °К, у пиловловлю­ вачі; 2 — к о е ф і ц і є н т с т и с л и в о с т і г а з у при Р і Т; О — д і а м е т р п и л о в л о в л ю в а ч а , м. Пиловловлювач працює в режимі очищення, я к щ о У<У,

осадж.

5. Визначення часу спорожнення дільниці газопроводу при випусканні газу через свічку. Методика розрахунку придатна до кінцевого тиску 5 в и п у с к а н н я з д і л ь н и ц і не н и ж ч е 0,8 • 10 П а . П о в н и й ч а с в и п у с к а н н я г а з у , с, із д і л ь н и ц і з т и с к о м в і д Р„ до Р к в и з н а ч а є т ь с я по ф о р м у л і : 1595,251 К•т•п

де і — ч а с в и п у с к а н н я г а з у ч е р е з свічку, с; К— к і л ь к і с т ь с в і ч о к о д н о г о д і а м е т р а ; т — в і д н о ш е н н я п л о щ п е р е р і з у к р а н а і свічок в і д н о ш е н н я О у і т, ф о р м у л а 3 . 4 0 ) ; п — ступінь відкриття к р а н а свічки; й— в н у т р і ш н і й д і а м е т р т р у б и г а з о п р о в о д у , м; ^ с в . — д і а м е т р свічки, м ; / — д о в ж и н а дільниці, к м ; С К р.— к р и т и ч н а ш в и д к і с т ь г а з у , м / с : С кр = 3 1 1 ^ 3 2 8

(спів­

м/с;

Р„—тиск д о п о ч а т к у в и п у с к а н н я , М П а ; Р к — тиск п і с л я з а к і н ч е н н я в и п у с к а н н я , М П а ; 2Н— к о е ф і ц і є н т с т и с л и в о с т і г а з у , відповідний Р„ і Гн; 2К— к о е ф і ц і є н т с т и с л и в о с т і г а з у , в і д п о в і д н и й Р к і Тк. Я к щ о д і а м е т р и свічок н а д і л ь н и ц і н е о д н а к о в і , т о у ф о р м у л у т р е б а п о с т а в и т и з а м і с т ь сісв суму з н а ч е н ь квадратів діаметрів свічок.

135

П р и к л а д 3.3. В и з н а ч и т и кількість г а з у , в и п у щ е н о г о з г а з о п р о в о д у д і а м е т р о м 1 2 2 0 x 1 2 , д о в ж и н о ю 25 к м , з п о ч а т к о в и м тис­ ком Р п = 4,5 М П а до т и с к у Р к = 0,5 М П а , т е м п е р а т у р а г а з у Т„ = 2 8 3 °К, Т к = 2 7 8 ° К . В и з н а ч и м о по ф о р м у л і 1„ і 2 К : 3 668

2,, = 1 - 0 , 4 2 7 3 І | 7 : і 1 ( | | - ) - '

= 0,887;

3 6 6 8 = 0 2К=1-0,4273^1Р_(|^)- ' ,989.

В и з н а ч а є м о кількість в и п у щ е н о г о г а з у : „

г>огм

а

1,196 - 25 /

4 = 2 2 0 4

283

4,5

0,5 \

( о 8 8 7 - - - О Ж Н

,„г0 2 5 3

з Т И С М

'

П р и к л а д 3.4 В и з н а ч и т и р о з х і д г а з у ч е р е з свічку при його випускан­ ні з г а з о п р о в о д у з т и с к о м Р п = 3 , 9 М П а до Р к = 0 , 1 М П а , т е м п е р а т у р о ю 7Лі = 278 °К, д і а м е т р о м свічки й св —0,1 м, т = 0,4 д л я к р а н а О у = 500, гс=1, критична швидкість С кр ==315 м / с , ч а с в и п у с к а н н я / = 3500 с; Р кр . і Ткр. д л я м е т а н у в и з н а ч а є м о по ф о р м у л а х : Р к р = 0 , 5 4 7 5 • 3,9 = = 2,13 М П а ; Ткв = 0 , 8 7 3 • 2 8 8 = 2 4 3 ° К . Д л я в и з н а ч е н н я 2 кр . з н а х о д и м о Рпр і 7'пр і Р серсди по ф о р м у л а х 3.24; 3.25; 3.26. /'серед,,.=

т ( з , 9 + - 3 ^ 7 - ) = 2,6 М П а ; Р

= пр.

">>

д = 697,96

(0 І)2

-

243

'

в и з н а ч а є м о 2кр.: • °'

4

•

1

•

3 5

'

2ЛО •

136

= 1,22;

= Ш- = 1 14

Т По н о м о г р а м і

2 13

2кр = 0 , 7

• (З-д+О.П-ЗбОО 0.7

= 6 3 2 6 8

м

,

П р и к л а д 3.5 В и з н а ч и т и ш в и д к і с т ь п о р ш н я н а дільниці газопрово­ 6 3 ду д і а м е т р о м 1 2 2 0 X 1 2 з р о з х о д о м 7 6 - 10 м /добу, сср р е і с е р е д н я т е м п е р а т у р а г а з у Г сдн. = 280 °К, 2 , с „ = 0 , 8 9 , ^середи. = 5,0

МПа.

У = 0,00 5 2

280

-

0 2

9

^ -

76

= 1 3 , 7 м/с.

1,196 -5

'

П р и к л а д 3.6 В и з н а ч и т и ш в и д к і с т ь м е т а н у в м а с л я н о м у пиловлов­ л ю в а ч і , £) = 1600, необхідну д л я о с а д ж е н н я ч а с т о к при 3 густині г а з у за с т а н д а р т н и х у м о в є = 0,668 к г / м , т и с к у г а з у Р = 5 , 5 М П а , т е м п е р а т у р і 7 = 281 °К, коефіцієнті с т и с л и в о с т і 2 = 0 , 9 1 . О ч и щ е н н я від м е х а н і ч н и х домі­ ш о к (/і = 2 , 9 Я ) , п р о д у к т и в н і с т ь п и л о в л о в л ю в а ч а д = 4 , 8 Х 6 3 ХЮ м /добу. В і д н о с н а густина г а з у А = 0,67. 3 Г у с т и н а г а з у при д а н и х з н а ч е н н я х Р і Т, к г / м : 3

о г = 2836,4

= 4 0 , 8 кг/м .

Д л я в и з н а ч е н н я к о е ф і ц і є н т а о п о р у с е р е д о в и щ а /, не­ обхідно в и з н а ч и т и д и н а м і ч н у в ' я з к і с т ь ц., ч и с л о Р е й н о л ь д са Ке і к о е ф і ц і є н т г і д р а в л і ч н о г о о п о р у п и л о в л о в л ю в а ч а К. ц=

Ю"

6

(0,00332 • 281 + 0 , 0 0 1 7 5 • 5,5 + 0,166) = = 1,1 • 1 0 - ° П а • с; = 3 2 4

17,75 . 4,8 . 0,67

. Ш6

1,1 • 10-" • 1,6 Я

=

0 067

'

(іі^їїуг + - ^ ) °

2

= 0,0347;

/, = 2,9 • 0,00347 = 0 , 0 1 . Визначимо швидкість газу: -д / 4 • І0~° • 9,81 • (2000-38,5) ^осадж—

V

3 - 0 , 0 1 • 40,8

= 0,79

/ 0,77 =

_ V

Ь22

м/с.

Ш в и д к і с т ь г а з у у вільному перерізі п и л о в л о в л ю в а ч а : У = 0,0052 2 8 1 . 0 , 9 1 . 4 , 8

= М 5 м / с

.

1,6 • 5,5

У м о в и д о т р и м а н о : У<Уосааж. 137

П р и к л а д 3.7 В и з н а ч и т и ч а с с п о р о ж н е н н я д і л ь н и ц і г а з о п р о в о д у при в и п у с к а н н і г а з у ч е р е з свічки е? св .= 1 0 8 X 4 у кількості к = 3 ш т . С т у п і н ь в і д к р и т т я к р а н а п=\, в і д н о ш е н н я п л о щ п е р е р і з у к р а н а і т р у б и т = 0,6, д і а м е т р г а з о п р о в о д у О Х б = = 1 0 2 0 X 1 2 , д о в ж и н а д і л ь н и ц і 10 к м , т и с к Р,, = 4,0 М П а 0 і Р к = 0 , 9 М П а , 7'п = 2 8 3 К , Г К = 2 7 8 ° К . З н а х о д и м о з попереднього розрахунку Скр.= 315 м/с. В и з н а ч и м о 2,і і 2 К при Р„ і Р к : 2П

= і

у

г

« =

1

- ° '

1-0,4273 ^ г ( Ц ) 0,9 •

4 2 7 3

10

_3 668

'

( 278\-

= 0,903;

3 668

п а 7 К =0 976

- 4 7 Л - ( ш )

'

-

Визначаємо час спорожнення: 1595,251

/

0,996 \

3-06-1 V

= 4113

с = 69

0,1

хв=1

/

2

10 у 315

А

год. 09

хв.

3.8. РОЗРАХУНКИ УСТАТКУВАННЯ КС

Розрахунок

режиму

роботи

КС

із

відцентровими

нагнітачами Р о з р а х у н о к р о б о ч и х п а р а м е т р і в К С і з ГТУ в и к о н у є м о в такому порядку: — в и з н а ч а є м о п р и в е д е н і з н а ч е н н я з а д а н и х парамет­ рів; — в и з н а ч а є м о р о б о ч і т о ч к и К С н а п р и в е д е н и х харак­ т е р и с т и к а х р о з р а х у н к о в о г о е л е м е н т а ( п о в н о н а п і р н и й на­ гнітач а б о група послідовно включених неповнонапірних нагнітачів); — в и з н а ч е н н я п р и в е д е н и х з н а ч е н ь н е о б х і д н и х пара­ метрів по координатах робочих т о ч о к КС на наведених характеристиках; — в и з н а ч е н н я істинних з н а ч е н ь н е о б х і д н и х парамет­ рів. Наведені характеристики дають змогу враховувати: 138

— в і д х и л е н н я п а р а м е т р і в г а з у на вході н а г н і т а ч а (2, /?, Т„) від п р и в е д е н и х з н а ч е н ь ( 2 п р , /?пР) Типр), у к а з а н и х на характеристиках; — відхилення ф а к т и ч н о ї кількості обертів нагнітача від його н о м і н а л ь н о г о з н а ч е н н я («„). П р и р о з р а х у н к у р о б о ч и х п а р а м е т р і в д л я К С і з газо­ т у р б і н н и м п р и в о д о м необхідно в и з н а ч и т и : 1. Г а з о в у с т а л у , /?, Д ж / к г • К (п)

х=:ш>_г

(350)

де 288,0 — г а з о в а с т а л а п о в і т р я , Д ж / к г • ° К ; А — в і д н о с н а г у с т и н а по п о в і т р ю . 2. К о е ф і ц і є н т с т и с л и в о с т і п р и р о д н о г о г а з у (2) визна­ чається по номограмі (рис. 3.05). 3. Г у с т и н а газу при 7" = 2 9 3 °К і Я = 0 , 1 0 1 3 М П а , 3 кг/м : Рп = Л • 1,206,

(3.51) 3

д е 1,206— г у с т и н а п о в і т р я при с т а н д а р т н и х у м о в а х , к г / м . 3 4 . Г у с т и н а г а з у при в с м о к т у в а н н і , к г / м :

де Рвк і 7" — а б с о л ю т н і з н а ч е н н я т и с к у ( П а ) і т е м п е р а т у р и ( ° К ) при в с м о к т у в а н н і . 3 5 . П р о д у к т и в н і с т ь групи н а г н і т а ч і в , м л н м / д о б у : < ? к = ^ ,

(3.53)

де (7кс — п р о д у к т и в н і с т ь К С , о б л а д н а н о ї о д н о т и п н и м и 3 ГПА, млн м /добу; п — кількість паралельно працюючих машин. 6. Об'ємну продуктивність нагнітача першого ступеня, 3 м /хв: -

Р

' "

(3.54)

1440-р

3

7. Приведену об'ємну продуктивність, м /хв: М п р = - £ - ч 7 .

(3.55)

де пн — н о м і н а л ь н а частота обертання ротора нагнітача, об./хв; 139

п—фактична частота обертання, 8. Приведену частоту обертання:

де 2 пр , /?пр, Гпр — п а р а м е т р и г а з у , характеристиці нагнітача.

об./хв;

які

приймаються

по

9. С т у п і н ь с т и с к а н н я є і п р и в е д е н а в і д н о с н а потуж­ ність

Г—]

нагнітача

по

знайдених

значеннях

Го1„„

1.Р" -Іпр.

і [-^-] пр

в и з н а ч а є т ь с я по х а р а к т е р и с т и ц і

нагнітача.

1 0 . В н у т р і ш н я п о т у ж н і с т ь , я к а с п о ж и в а є т ь с я нагніта­ ч е м , (Л/І) , к В т :

з

< ">

•<•(£-)'• и

І

Х

її -'нр.

' ир.

1 1 . Потужність на муфті приводу,

кВт:

Л^ЛЛ + Л ^ ,

(3.58)

де Л/мех — м е х а н і ч н і в т р а т и , к В т . Д л я г а з о т у р б і н н о г о при­ в о д у Ммех = Ю 0 к В т , д л я е л е к т р о п р и в о д у М М е . х . = 1 5 0 к В т .

12. Температура

газу на

виході н а г н і т а ч а ,

°К:

К-[

1

Таик.= Тт.- є*-" ™'

де К — показник політропи

,

природного газу

(3.59)

(/(=1,3—

-1,31);

тіпол — політропічний К К Д н а г н і т а ч а ( п о х а р а к т е р и ­ стиці н а г н і т а ч а ) . 1 4 . Т и с к г а з у н а виході н а г н і т а ч а , М П а : 3

>

/ о „ х . = / вх

1 5 . Умова

безпомпажної

«є-

(3-60)

роботи:

де #тіп — мінімальна продуктивність д л я д а н о ї відносної п р и в е д е н о ї ч а с т о т и о б е р т а н н я р о т о р а Т Н Т (по н а в е д е н і й характеристиці нагнітача).

140

Розрахунок

наявної

потужності

ГТУ

Н а я в н а п о т у ж н і с т ь ГТУ д л я п р и в о д у нагнітача визначається по формулі:

відцентрового

№С=Щ • К„е • К о б л ( і - К г ^ ^ ) - о ^ з " .

(3-61)

д е / V " — н о м і н а л ь н а п о т у ж н і с т ь ГТУ, кВт; Км^— коефіцієнт т е х н і ч н о г о с т а н у ГТУ; Кі — к о е ф і ц і є н т , що в р а х о в у є в п л и в т е м п е р а т у р и атмо­ сферного повітря; Т® — н о м і н а л ь н а т е м п е р а т у р а п о в і т р я на вході ГТУ, ° К ; Ра — а б с о л ю т н и й тиск а т м о с ф е р н о г о повітря в районі р о з т а ш у в а н н я КС, М П а (табл. 3.21); Т3— ф а к т и ч н а т е м п е р а т у р а п о в і т р я на вході ГТУ, ° К ; Кобл.— к о е ф і ц і є н т , щ о в р а х о в у є в п л и в п р о т и о б м е р з а н н я ( д л я Г Т К - Ю : /СОбл. = 0,87; д л я р е ш т и типів Г П А :

Кобл. = 1 ) • Таблиця 3.21 Залежність абсолютного тиску атмосферного повітря від висоти над рівнем моря Висота над рівнем моря, м

0

Абсолютний тиск 0,0998 атмосферного по­ вітря, МПа Висота над рівнем моря, м

1500

Абсолютний тиск 0,0833 атмосферного по­ вітря, МПа Висота над рівнем моря, М

250

500

750

1000

1250

0,0969

0,094

0,0913

0,0886

0,086

1750

2000

2250

2500

2750

0,0808

0,0783

0,763

0,0744

0,0724

3000

Абсолютний тиск 0,0704 атмосферного по­ вітря, МПа Т е м п е р а т у р а п о в і т р я н а вході ГТУ в и з н а ч а є т ь с я : / 3 = * а + 6, + 8 п - 6 В 0 ,

(3.62)

де і» — р о з р а х у н к о в а т е м п е р а т у р а а т м о с ф е р н о г о п о в і т р я , е С (визначається по кліматологічних довідниках); б/ — п о п р а в к а на м і н л и в і с т ь к л і м а т о л о г і ч н и х д а н и х . 141

Д л я с е р е д н ь о ї т е м п е р а т у р и м і с я ц я п р и й м а є т ь с я б / = 2,5 ° С , року і с е з о н у б / = 1 , 5 ° С ; б п — п о п р а в к а на місцевий підігрів п о в і т р я на вході ГТУ, К (б п = 2 , 5 ° С ) ; б в 0 — п о п р а в к а , я к а в р а х о в у є т ь с я в літній ч а с при роботі в о д я н о г о о х о л о д ж е н н я ( б а о = 6 - Ь 1 0 ° С ) . З н а ч е н н я N1 не м а є п е р е в и щ у в а т и в е л и ч и н и 1,2 Л/"; при б і л ь ш о м у з н а ч е н н і т р е б а п р и й м а т и Щ=\,2Щ. П а р а ­ м е т р и д л я р о з р а х у н к у п р и й м а т и п о т а б л и ц і 3.22.

Приклад 3.8 Р о з р а х у в а т и режим роботи КС, я к а перекачує газ 3 в о б ' є м і 4 1 млн м /добу, т и с к н а вході Р в х = 3 , 7 5 М П а , т е м п е р а т у р а Г = 2 8 8 ° К . П р а ц ю ю т ь дві п а р а л е л ь н і групи з н а г н і т а ч а м и т и п у Н-300 з п р и в о д о м від ГТ 6-750. Від­ н о с н а г у с т и н а г а з у А = 0,6. Ф а к т и ч н а ч а с т о т а о б е р т а н н я р о т о р а н а г н і т а ч а « = 5950 об./хв. Г а з о в а с т а л а : /?= - Ц - =480Дж/кг°К. К о е ф і ц і є н т с т и с л и в о с т і 2 = 0 , 9 п о н о м о г р а м і (рис. 3.05). Г у с т и н а г а з у при с т а н д а р т н и х у м о в а х : 3

р„ = 0,6 • 1,206 = 0,7236 к г / м . Г у с т и н а г а з у при в с м о к т у в а н н і : = 3 ( ) 1 кг/мз 3,75-10° ^ 0,9 • 480 - 288 ' П р о д у к т и в н і с т ь однієї групи н а г н і т а ч і в : 9к =

4 1 000 000 = 2 0 5 0 0 ( ) 0 ( )

м

з/добу

Об'ємна продуктивність нагнітача І ступеня: „ 20 500 000-0,7236 ,/о з/ 342 М ХВ 4= 1440-30,1 = / Приведена об'ємна продуктивність нагнітача І ступеня: 3

М „ р = - ! § § - • 342 = 3 5 3 м /хв. Приведена частота обертання: Г _"_] І. п„ | ф

=

5950 / 0,91 • 490 . 288 _ п ад4 6150 " Д / 0,9 • 480 • 288 ~~ '

( 2 п р = 0 , 9 1 ; Р п р = 490 Д ж / к г • °К; Гпр = 288 °К за характе­ р и с т и к о ю н а г н і т а ч а Н-300-1,23). 142

Таблиця 3.22 Таблиця параметрів і коефіцієнтів для розрахунку наявної потужності і витрати паливного газу ГТУ Тип ГТУ

Позначення величини

Розмір­ ність

ГТ-700-5 ГТК-5

ГТ-6-750

ГТК-10

ГТК-16

ГТН-25 (НЕЛ)

ГТНР-10

ГТН-16

ГТН-25

ГПА-Ц-6,3

ГТ-750-6 ГТН-6

ГТК-ІОИ288-30

ГТН-25И1002/40

(УТМЗ)

кВт

4250/4400

6000

6000/6300

6300

10 000

16 000

26 000/25 000

9600

22 000

0,25/0,26

0,27

0,24

0,20

0,29

0,25/0,29

0,28/6,31

0,25

0,27

15

15

15

15

15

15

25/15

25

25

к,

4,4

3,7

3,7

1,3

3,7

3,2

3,4/3,2

2,0

2,2

Кл-е

0,8

0,8

0,9

1,0

0,95

0,95

0,95

0,95

0,95

1,08

1,05

1,03

1,03

1,03

1,03

1,03

1,04

1,04

200/100

100

150

100

100

150

150

100

150

й

°С

кВт

0,85

0,3

0098

0,196

г

0,35

2,8Ь

3,91

Ч,9р,ПШ

Рис. 3.05. Номограма для визначення коефіцієнта стисливості газу 2 по тиску Р, температурі 7"вх н і відносній густині Д в . Послідовність визначення: Р-»-Д в , Твх н-*2 За приведеною характеристикою нагнітача приведена 3 відносна внутрішня потужність £ ^ | п р = 2 0 0 кВт/кг • м ,

с т у п і н ь с т и с к у е = 1 , 2 2 , п о л і т р о п і ч н и й К К Д т) = 0,84. Внутрішня потужність, я к у с п о ж и в а є нагнітач,

кВт:

3

Л / ; = 2 0 0 • 30,1 • 0,984 = 5700 к В т . Потужність на валу приводу, кВт: # = 5700 + 1 0 0 = 5800

кВт.

Т е м п е р а т у р а г а з у н а виході п е р ш о г о с т у п е н я , ° К : 1,3-1

7 Г = 2 8 8 • 1,22 144

13 084

-

= 3 0 3 °К-

Т и с к на виході н а г н і т а ч а І с т у п е н я : Р вих = 3 , 7 5 • 1,22 = 4,58 М П а . Віддаленість режиму роботи нагнітача помпажа: —

=

<7тіп

Шг =

1

и

від

границі

М4>і,ю.

> >

300

П р и к л а д 3.9 В и з н а ч и т и н а я в н у п о т у ж н і с т ь Г Т У д л я п р и в о д у від­ ц е н т р о в о г о н а г н і т а ч а Н-300-1,23. А г р е г а т ГТ-6-750 пра­ ц ю є в у м о в а х : с е р е д н ь о м і с я ч н а т е м п е р а т у р а п о в і т р я (а = •=3,2 °С, в и с о т а н а д рівнем м о р я 2 5 0 м, с и с т е м а в о д о в и п а р ю в а л ь н о г о о х о л о д ж е н н я в і д с у т н я (6Во = 0 ) , к о е ф і ц і є н т т е х н і ч н о г о с т а н у /С^ — 0 , 9 5 . За характеристикою агрегату номінальна потужність с т а н о в и т ь Л/£ = 6 0 0 0 к В т , К, = 3,7. Т е м п е р а т у р а п о в і т р я на вході в о с ь о в и й к о м п р е с о р : г 3 = 3 , 2 + 1 , 5 + 2,5 = 7,2 ° С . Н а я в н а потужність ГТУ: р

А/е = 6 0 0 0 • 0,92 • і( 1 - 3 , 7 = 5956

Визначення

ких

280,2-288 \ 280,2

)

0,1002 0,1013

кВт.

основних параметрів установок

газотурбінних

Відносні п р и в е д е н і п а р а м е т р и Г Т У в и з н а ч а ю т ь по та­ формулах: — п р и в е д е н а в і д н о с н а т е м п е р а т у р а п е р е д ТВТ, ° К

1,твта, = - ^ ' ^ , а

*-

' ТВТ0

(3.63)

' вх.

де Т1ВТ і ГТВТо — ф а к т и ч н а і н о м і н а л ь н а т е м п е р а т у р и п е р е д ТВТ, °К; Твх.0

і Твх.— н о м і н а л ь н а і ф а к т и ч н а т е м п е р а т у р и по­

вітря, °К; — п р и в е д е н і відносні о б е р т и Т Н Т .

- ™ Ї . . . = і - У ¥

З64

<' » 145

де

п і по— ф а к т и ч н і і н о м і н а л ь н і о б е р т и — ф а к т и ч н а п о т у ж н і с т ь ГТУ, к В т ЛГС=

де

пр

-

V

—

Тт

ТНТ,

об./хв;

(3.65)

,

о

— в і д н о с н а п р и в е д е н а п о т у ж н і с т ь ГТУ; N0 — н о м і н а л ь н а п о т у ж н і с т ь ГТУ, к В т ; Ра і Рв—атмосферний і б а р о м е т р и ч н и й т и с к , — температура на виході Т Н Т ^вих.ТНТпр.

т

7"вих.ТНТ0 "

•

'вкх.ТНТ

Тш

?

д е Гвих.тнт„ р .— в і д н о с н а

МПа;

(З.ЬЬ)

>

приведена

температура

за ТНТ;

^внх.тнто—номінальна температура газу за ТНТ, — т е м п е р а т у р а на виході к о м п р е с о р а т т

у е

вихк

• т

вих.к„р.

=

• т

' к0

' ах.

«•0

у

°К;

,

(З.Ь7)

Д 7вих.кпр — в і д н о с н а п р и в е д е н а т е м п е р а т у р а з а компресо­ ром, 7 ^ — номінальна — оберти ТВТ

температура

п

"

т

в

Де

компресором,

°К;

твт„„ • " т в т „

т

=

V "твт„ р

за

—

(

3

.

6

8

)

7-„„

— відносні приведені оберти ТВТ,

" г в т » — н о м і н а л ь н і оберти ТВТ, об./хв; — ступінь

стиску осьового

компресора

Є = 8 К ' 8 К , де

(3.69)

єк — в і д н о с н и й с т у п і н ь с т и с к у ; єКо — н о м і н а л ь н и й с т у п і н ь с т и с к у ; —

розхід

повітря Сш

=

компресором В>

У

в>к

°

х.„

146

. їл.,

(3.70)

де 0 В х . к п р — п р и в е д е н а відносна витрата повітря, Овх.к0— номінальна

витрата

повітря

компресором,

кг/с; —

ефективний

ККД

Л е = Т е • Че0.

,

„де 1

ГТУ

т ] е — в і д н о с н и й К К Д ГТУ, г)е0 — номінальний К К Д ; — витрата паливного газу

V ^е

Оп г

— приведена

ОПГо—номінальна "*

' б

7-

Ч»0

Г

відносна витрата

витрата

паливного

газу;

3

паливного

газу, м /год;

ФнР ' С ? н „ — ф а к т и ч н а і н о м і н а л ь н а н и ж ч а т е п л о т в о р н а

.-вдатність

^1

(3.71)

газу,

Приклад

3

Дж/м .

ЗЛО

*' В и з н а ч и т и основні п а р а м е т р и ГТУ. А г р е г а т ГТ-6-750, і о б е р т и Т Н Т % н т = 5100 о б . / х в , т е м п е р а т у р а п е р е д Т В Т •ї 7 т в т = 7 5 0 ° К , т е м п е р а т у р а з о в н і ш н ь о г о п о в і т р я 1 = 5 °С, •** б а р о м е т р и ч н и й т и с к Р б = 0,1 М П а , н и ж ч а т е п л о т в о р н а 3 $ з д а т н і с т ь п а л и в а <2Н(і = 3 4 3 3 2 к Д ж / м , відбір п о в і т р я з а о с ь о в и м к о м п р е с о р о м с т а н о в и т ь 1 % від з а г а л ь н о г о роз­ ходу ч е р е з к о м п р е с о р . П р и в е д е н а відносна температура перед ТВТ: т

= в х Т В Т

п

Р

750 + 273 15 + 273 = , 0 2 760 + 273

.

*

5 + 273

'

П р и в е д е н і відносні о б е р т и Т Н Т : — " ™

5100 т

п

Р

=

/

15

+

273

6ЇЇЮЛ/ "5+273"

=

П84, 844

°'

-

Н а д і а г р а м і р е ж и м і в ( р и с . 3 . 0 7 ) по ~п\ВТпг і 7в хТВТяр виВначаемо

відносну

приведену

потужність

Nе

г р а ф і к а м и у з а г а л ь н е н и х х а р а к т е р и с т и к ГТУ

=1,05.

За

(рис. 3 . 0 6 )

и з н а ч а є м о Гвнх.ТВТч.== 1,0; ГВИХКпр = 1 , 0 2 ; «гВт„Р = 1 . 0 3 ; єк = 1 , 0 1 ; Оа,к = 1 ; т , е = 1 , 0 2 ; Є „ ,

=1,05. 147

148

0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9пТІ

ТНГ ПР.

Рис. 3.07. Діаграма режимів Фактичні значення параметрів Визначаються: Ф а к т и ч н а потужність ГТУ: 1,05 • 6000 288 278 З

урахуванням

втрати

на

заданому режимі

-=6115

кВт.

0,1013. 0,1 3,7 %

потужності

через

від­

бір п о в і т р я з а к о м п р е с о р о м : № • = 6 1 1 5 — ( 6 1 1 5 • 0,037) = 5888,7 кВт. Температура на виході Т Н Т : 149

II

т

_ 1,0 • (4,5+273) • 278 _ а а л олг ' вих. т н т — 288"

Температура

н а виході к о м п р е с о р а :

т 1

Оберти

гПГ,0і/

1,02 • (235 + 273) • 278 вих.к

=

= ОІЛ»

іч.

ТВТ: 1,03 - 6200 = 6 2 7 9 о б / х в _ / 288 278

V

С т у п і н ь стиску в к о м п р е с о р і : е к = 1 , 0 1 • 6 = 6,06. Розхід повітря компресором: О

-

1

-

45

-

5

1013

°-

пш

- 1 5 3 кг/с кг/с

о,і

-

278 Ефективний К К Д ГТУ: V

Ло

= 1 , 0 2 . 24 = 24,5.

З у р а х у в а н н я м в т р а т К К Д ч е р е з відбір компресором т,е = 2 4 , 5 - (24,5 • 0,02) = 2 4 , 1 . Розхід 0

повітря

за

паливного газу: =

1,05.2600 Г Ш

У

Тепловий

.

О1013_ . М Ш = 2 6 9 1 м 3 / 1 0,1 34 541

278

розрахунок газопроводу

магістрального

Тепловий розрахунок магістрального газопроводу з р о б о ч и м т и с к о м д о 7,5 М П а в и к о н у ю т ь п о ф о р м у л а х з у р а х у в а н н я м впливу к о е ф і ц і є н т а Д ж о у л я — Т о м с о н а (6): Г = Ггр + (Г„ - Г , „ ) • е - Я

/"~

Р

;4

^середи.

«

4

. (1 - е - " ) ,

(3.73)

*

де Тгр — т е м п е р а т у р а грунту на глибині з а к л а д а н н я т р у б и (по о с і ) , ° К ; 150

Тп—температура г а з у на початку дільниці газопро­ воду, ° К ; е — о с н о в а н а т у р а л ь н о г о л о г а р и ф м а е = 2,718; / — в і д с т а н ь від п о ч а т к у д і л ь н и ц і до р о з г л я н у т о ї точ­ ки, к м ( д о в ж и н а д і л ь н и ц і ) ; О, — к о е ф і ц і є н т Д ж о у л я — Т о м с о н а , К / М П а ; тиск ^п • — н а п о ч а т к у і в кінці д і л ь н и ц і , М П а ; ^середи. — середній тиск газу, М П а . 62,6.

*„.,В.і

<* • А • Ср • 10

де

Кт — к о е ф і ц і є н т

теплопередачі

2

^

від

газу

в

ґрунт,

к Д ж / м • год • °К; £) — з о в н і ш н і й д і а м е т р г а з о п р о в о д у , м м ; 3 щ — р о з х і д газу, м л н м / д о б у ; А — в і д н о с н а г у с т и н а г а з у по п о в і т р ю ; С р — т е п л о є м н і с т ь г а з у , к Д ж / к г • °К. К о е ф і ц і є н т т е п л о п е р е д а ч і д л я н е т е п л о і з о л ь о в а н и х тру­ бопроводів у талих ґрунтах:

[,,+( _ £ _ ) • ] ;

( 3

Апр=А0+із-,

(3.76)

,е К — коефіцієнт теплопровідності т / м • °К; и,п0—відстань від п о в е р х н і ґ р у н т у до ду, м; ав — к о е ф і ц і є н т бвітря, к Д ж / м

2

тепловіддачі

.75,

від

талого осі

ґрунту,

трубопрово­

поверхні

ґрунту

в

• г о д • °Ка в = 5 , 3 + 3,6и в ,

(3.77)

у „ — с е р е д н ь о м і с я ч н а (квартальна, сезонна) швидкість ру, я к а в и з н а ч а є т ь с я з а к л і м а т о л о г і ч н и м и д о в і д н и к а м и , М/с С е р е д н я т е м п е р а т у р а Газу в и з н а ч а є т ь с я :

V

Середи. = ^ г р + ( 7 ' П ~ 7 ' Г р )

- ( і - Є - О .

Середній тиск газу: р

1

середи

з

V

п

^

Р „ + Р К /

(3.78)

ШШі 45

6

Рис. 3.08. Номограма для

7 6 9

10

1111

13р,№а

визначення інтегрального дросельефекту

Коефіцієнт Д ж о у л я — Томсона (Т„-Тк)-

визначається:

0,098

(3.79)

де Т к — к і н ц е в а т е м п е р а т у р а г а з у після д р о е е л ь - е ф е к т у , ° К ; Г„ — п о ч а т к о в а т е м п е р а т у р а г а з у , °К-

Приклад 3 . 1 1 В и з н а ч и т и т е м п е р а т у р у г а з у в кінці дільниці газо­ п р о в о д у ДОВЖИНОЮ / = 1 2 0 К М , ПРОДУКТИВНІСТЮ <7д0Г>у = 3

= 6 4 млн м , д і а м е т р о м 0 = 1 0 2 0 м м і з п о ч а т к о в и м т и с к о м Рп = 7 , 0 М П а , кінцевим тиском Р к = 5,1 М П а , питома о т е п л о є м н і с т ь г а з у С р = 2 , 5 2 к Д ж / к г - К , 7"п = 3 0 0 К , від­ с т а н ь від поверхні з е м л і до осі т р у б о п р о в о д у п0=\,3 м, к о е ф і ц і є н т т е п л о п р о в і д н о с т і ґ р у н т у при о б ' є м н і й масі 3 2 1 , 6 т / м д л я піску А т = 3,82 к Д ж / м > г - К , с е р е д н я швид­ кість вітру о , = 2 м / с , т е м п е р а т у р а ґ р у н т у 7 г р = 2 7 5 ° К , відносна густина газу А = 0,6. В и з н а ч а є м о д о п о м і ж н і в е л и ч и н и д л я в и р а х у в а н н я кое152

ф і ц і є н т а т е п л о п е р е д а ч і д л я н е т е п л о і з о л ь о в а н о г о газопро­ воду в т а л о м у ґ р у н т і : 2 а в = (5,3 + 3,6 • 2) • 4,187 = 52,33 к Д ж / м • г • ° К ;

/ г

^

А,„

1

- =

-

1

І ж =

-37

м ;

2 0 . І.[ , 8V 1,37 + (-і*М . ю / ^ 1

3

=

3 +

3,82 • 10

3

1020

= 5,06 к Д ж / м " • г • ° К ; ,

п

62,6 • 5,06 • 1020 «120 1

1

а І = -—

„.

: — = 0,4;

64 • 0,6 • 2,52 . 1 0 "

є"

04

= 0,6703.

Визначаємо середню температуру: Середи. = 2 7 5 +

середи.

300 275

"

0 - 0 , 6 7 0 3 ) = 2 9 5 °К.

о^

В и з н а ч а є м о середній тиск: 5 ) =6, ^середи. = -З о\ -' ( 1 7 ,70, + 0+5,

і';

З н а х о д и м о коефіцієнт Д ж о у л я — Т о м с о н а : Я

*

-

( 3 0 0 - 2 9 3 ) - 0,098

=0

Визначаємо температуру газу

^

от
в кінці

І

Т = 2 7 5 + ( 3 0 0 - 2 7 5 ) • 2,71 ~

|,

_ 0,36 • ^ - б , !

|,

2

) • (1 — 2,71 ~

04

газопроводу:

0 А

-

) _

2-6-0,4

= 284,4 ° К . Компресорні

станції

з

поршневими

ГПА

С п о ж и в а н а потужність і продуктивність Г П А визначая | Ь с я п о з а в а н т а ж у в а л ь н и х х а р а к т е р и с т и к а х , п р и ї х відШГИОсті — ш л я х о м р о з р а х у н к у . ^ О б ' є м н у п р о д у к т и в н і с т ь п р и п а р а м е т р а х на вході в ІбСТупіичатий п о р ш н е в и й к о м п р е с о р ( м / х в ) в и з н а ч а є іЧ^лАО формулі: 153

.Л,Т.[І-АЕ.(^-.В«-І)],

а = Укчі.Хг>кт' [ 1 - а с • \ £ • є " - 1 ) | ,

(3.80)

3

де У к — р о б о ч и й о б ' є м ц и л і н д р а , м ; п — частота обертання компресора, об./с; К г — к о е ф і ц і є н т г е р м е т и ч н о с т і (^,г = 0,977); Кт — к о е ф і ц і є н т т е м п е р а т у р и (Кт = 0,95-=-0,98); 2п, І к — відповідно к о е ф і ц і є н т и с т и с л и в о с т і г а з у при у м о в а х н а в х о д і і виході к о м п р е с о р а , в и з н а ч а ю т ь с я п о н о м о г р а м і з а л е ж н о від Т, Р ( 9 ) ; ас — сумарний відносний об'єм мертвого простору. П р и р о б о т і б е з р е г у л я т о р а п р о д у к т и в н о с т і ас = а (а — відносний об'єм мертвого простору ц и л і н д р а ) . Із регулятором продуктивності: (3.81)

Ч-ІіМЬ., де

Кр — робочий о б ' є м р е г у л я т о р а . 3 Робочий об'єм циліндра д л я компресора, м : — о д и н а р н о ї дії:

—

подвійної

у н = і . ^ . $

(3.82)

У к = і . - 2 - ( 2 / ^ - ^ , ) • 5,

(3.83)

дії:

де і — кількість ц и л і н д р і в к о м п р е с о р а ; О — д і а м е т р компресорного циліндра, м; а"аі—діаметр ш т о к а к о м п р е с о р н о г о ц и л і н д р а , м; 5 — хід п о р ш н я к о м п р е с о р н о г о ц и л і н д р а , м. С п о ж и в а н у потужність поршневого ГПА визначаємо (кВт): №е = Рв1. • Ун • п • Ю -

х

3

X

( ^ ) ' ( ^ ) - ( ^ - 0 х

х 1

,Е

1

[ -°«-(іг ^- )1

(384)

де Л^е — с п о ж и в а н а п о т у ж н і с т ь Г П А , кВт; Сінд — коефіцієнт в т р а т и і н д и к а т о р н о ї потужності р а х у н о к г і д р а в л і ч н о г о опору ( р и с . 3 . 0 9 ) ;

154

за

Рис. 3.09. Графік для визначення коефіцієнта втрати індикаторної потужності Сінд

Р,.кПа

Приклад

3.12

ЛП3080

В и з н а ч и т и розрахун­ кові п а р а м е т р и КС із поршневим приводом продуктивністю <2р = 3 = 3,2 м л р д м / р і к . Уста­ новлений ГМК типу МК8/48-125, № = = 4 2060 кВт, частота о б е р т а н н я « = 300 об./хв, кількість компресорних ц и л і н д р і в і = 2, д і а м е т р к о м п р е с о р н о г о циліндра О = 0,25 м, с т у п і н ь стис­ н е н н я є = 2,6, т и с к на вході Р в х . = 4,8 М П а , на газ зоз з/з виході Р В и х . = 12,5 М П а , п р о д у к т и в н і с т ь компре­ Рис. 3.10. Графік визначення парціаль­ сора <7Добу= 1,038 млн 3 ного тиску парів м /добу, К К Д приводу ті = 0,36, адіабатичний К К Д Лад. = 0,8, хід п о р ш н я 5 = 3 0 5 мм, г а = 2,2 °С, Н = = 500 м ( д и в . х а р а к т е р и с т и к у Г М К ) . Робочий об'єм циліндра: 2

2

3

у л = 4 ^ і і - ( 2 • 0,25 - 0,056 ) • 0,305 = 0,12 м . Об'єм мертвого простору визначається по формулі:

вказується

в

паспорті

або

2

гш

(3.86)

8,

де б — з а з о р м і ж ц и л і н д р о м і п о р ш н е м по т о р ц ю . З в и ч а й ­ но приймають значення з а з о р у в м е ж а х : зі сторони кришки: б

'

=

! о ¥

+

0

'

5

мм

'

3 87

( -

)

зі сторони кривошипу: 6 2, = де

З

+ 0,5

мм,

хід п о р ш н я , м м . 305 500

б2=156

1000

305 1000

•0,5= 1,11

мм,

-0,5 = 0,81

мм.

(3.88)

Відносна

величина а

шкідливого простору: 1 0 0

с = і г 4 г '

3 89

'

( -

)

2

де Р п — п л о щ а р о б о ч о ї п о р о ж н и н и п о р ш н я , м : 1/шк =

3 14

'

0 252

'4 '

3

. (0,0011 + 0,0008) = 0,00009 м ; 0,00009 - 100 - 4 2

3,14 • 0,25 • 0,305 Температура

повітря на

вході д в и г у н а :

4 = 2 , 2 + 2,5 = 4,7 °С. Об'ємна

продуктивність:

(3 = 0,12 • 5 • 0,977 • 0,96 • [ і - 0 , 6 • = 0,54

• 2,6^-1)] =

3

м /с.

Н а я в н а потужність ГПА: 3

Л^ = 2060{ 1 - 1 , 6 5 • Ю " Х X [ 7 4 5 - 7 3 1 + 3 • (4,7-30) -1,165 • (15-22)] = = 2245

кВт.

• Так як згідно з розрахунком Вимог п р и й м а є м о : г

^ Споживана

=

№е>№е,

то

відповідно до

^ = 2060 кВт.

потужність: 6

Л/е=4,8-10 -0,12-300-

3

І0~ Х

К.^т)-(НГ)(^-.)х X [ 1 -0,6 • (

• 2,6

13

- і) ] = 2 1 5 0 к В т ;

2150<2245. 157

3.9. ЗАТРАТИ ГАЗУ ПРИ ЕКСПЛУАТАЦІЇ МАГІСТРАЛЬНИХ ГАЗОПРОВОДІВ

Розрахунок

витрати

паливного

газу

Н а й ш и р ш е з а с т о с у в а н н я д л я газотурбінних двигунів о д е р ж а л о газоподібне паливо, при я к о м у с п р о щ у є т ь с я й о г о с п а л ю в а н н я й е к с п л у а т а ц і я всієї Г Т У . Д л я г а з о в и х турбін х а р а к т е р н і великі витрати повітря, необхідного д л я забезпечення реакції горіння і для о х о л о д ж е н н я продуктів з г о р я н н я до потрібної температури. Теоретичну витрату повітря м о ж н а визначити по формулах: ^о=-§-(кг/кг);

3

< З о = ^ | (м /кг).

(3.90)

де Ьа, С?о — т е о р е т и ч н а в и т р а т а п о в і т р я в і д п о в і д н о у 3 вагових і об'ємних одиницях, кг/кг; м /кг; — н и ж ч а т е п л о т а з г о р я н н я 1 кг р о б о ч о г о п а л и в а , Дж. Витрата паливного газу визначається по формулі: <7г,.г.= <7п.г. * Я, X

Х 0 75

( '

0 25

|+ -

УШ'таз-)-

(3

-

91)

3

д е ^п.г.— в и т р а т а п а л и в н о г о г а з у , т и с . м / г о д ; 3 І ї т . — номінальна витрата паливного газу, тис. м /год. ц К — к о е ф і ц і є н т , що в р а х о в у є з м і н у п и т о м о ї в и т р а т и п а л и в а з а л е ж н о від т е х н і ч н о г о с т а н у ГТУ. Й о г о з н а ч е н н я з н а х о д я т ь у т а б л и ц і 3.22.

де г)е' — н о м і н а л ь н и й е ф е к т и в н и й К К Д на м у ф т і ГТУ (табл. 3.22); УУе— с п о ж и в а н а п о т у ж н і с т ь ГТУ, о д е р ж а н а в резуль­ таті розрахунків параметрів КС; — н и ж ч а т е п л о т а з г о р я н н я п а л и в н о г о г а з у при 3 2 9 3 ° К і 0,1013 М П а , к Д ж / м ; 3 <2„ = 35 600 к Д ж / м . П р и к л а д 3.13 Визначити витрату повітря 7 5 0 — 6 , Я = 250 м, * 3 = 7,2 °С. 158

і паливного газу для

ГТ

Номінальна витрата паливного газу: „„

п сос

860 • 6000

д"

п

з/

г = 0 , 5 3 6 тис.м /год.

=

3

0,27 • 35600 • ІО

Витрата

паливного

'

газу:

? п , = 0 , 5 3 6 • 1.05Х \у ( Х

V

°'

75

5800

*

|

п о к

0 25

-6000-+ ' = 0,552

Теоретична £„=

-Щ-

витрата = 12,27

/

7,2+

ЛІ

273

0,1002

І 5 + 2 7 Г

'

Л

-ОШ)

=

3

тис.м /год.

повітря: кг/кг,

<1о=Щ

=9,49

3

м /кг.

На КС із поршневими ГПА системи ж и в л е н н я паливом розділяються на внутрішні і зовнішні. До внутрішніх систем в х о д я т ь усі с к л а д о в і е л е м е н т и , з м о н т о в а н і н а Г П А , у з о в н і ш н і с и с т е м и — е л е м е н т и , в с т а н о в л е н і на КС п о з а газомоторними компресорами. Необхідний робочий т и с к у системі ж и в л е н н я к о л и в а є т ь с я від 0,008-4-0,02 до 5 3,5-10 П а . Витрата паливного газу д л я газомоторних компресорів визначається: ( 3

« " - - Ч г ї ї Р

'

9 3 )

д е # е — с п о ж и в а н а п о т у ж н і с т ь , я к а о д е р ж а н а в результа­ ті

розрахунку параметрів

КС,

кВт;

Кп — к о е ф і ц і є н т , що в р а х о в у є в т р а т и г а з у при з а п у с к а х Рзупинках ГПА (/(„=1,05); 1 І <7е—питома ефективна витрата тепла Дж/Дж £'(фис. 3.11) ( н а 1 к В т п о т у ж н о с т і К С ) . І

П р и к л а д 3.14

р З а д а н и м и п р и к л а д а 3.12 в и з н а ч и т и в и т р а т у паливно­ го г а з у д л я п о р ш н е в о г о Г П А . 1 В и з н а ч а є м о потрібну кількість паливного газу: 4 „ , = 1,05 • | ^ А 9 . = 0 , 1 7 5 Затрати

газу

на

продувну

3

тис.м /год.

дільниці

газопроводу

З а т р а т и г а з у при п р о д у в н і о д н і є ї а б о д е к і л ь к о х д і л ь иць газопроводу визначаються по формулі: 159

Лж 79О0

7,435 6,5Н 6,169 •5,233 4(№

\

\

\у,

'> V N

ЗР54

<

3,631

-

3 2'

./

и

5 з

[2,373 736

36 8

/У0 0

?9

N ",кдг

Рис. 3.11. Номограма визначення ефективної витрати тепла. / — 10 ГК, 2 — 10 ГКН ( 9 9 4 к В т ) , 3 — 10 Г К Н А <1І04 к В т ) , 4 — М К - 8 , 5 — М К - 1 0

„

0і+0и-0,

о

3


(3.95)

де V — г е о м е т р и ч н и й о б ' є м д а н о ї д і л ь н и ц і г а з о п р о в о ­ 3 ду, м ; Р„ — середній а б с о л ю т н и й т и с к г а з у п е р е д п о ч а т к о м роботи, М п а ; Р к — середній а б с о л ю т н и й т и с к г а з у п і с л я спорож­ нення дільниці, М П а ; 2 П , 2 К — відповідні к о е ф і ц і є н т и с т и с л и в о с т і . З а т р а т и газу безпосередньо на продувку складаються з в и т р а т и г а з у при р е ж и м і д о к р и т и ч н о г о в и т і к а н н я і в и т р а т и г а з у при р е ж и м і к р и т и ч н о г о в и т і к а н н я 160

( ( ? 2

кр

(С)2 ) Р

) .

(3.96) газу

Витрата значається

режимі

при

наближеній

по

некритичного

витікання

ік

= 1 1 0 0 • Р • Р 2 • т 2 , Р — площа

де

2

продувка, Р2

перерізу

через

труби,

(3.97)

яку

проводиться

м ;

— тиск

проводиться

перед

газу

продувка,

т2 — сумарний канні,

час

перерізом

труби,

через

який

некритичному

виті­

МПа; при

продувки

с. газу

Витрата

при

продувці

визначається

кання

по

в

режимі

формулі

критичного

ткр

— час

при

продувки

г а з у на

Затрати

знаходять

газопроводу

<3з = 9 , 9 5 де

Рсерсдм. — с е р е д н і й

після

витіснення

Приклад

по •

(3.98)

критичному

витіснення

виті­

3.98:

<ЗТ=Ж60-Р'Р2'Тк;,„ де

ви­

залежності:

з

повітря

витіканні,

с.

продутої дільниці

формулі:

V • (Рсерсш-Л,™.),

тиск

газу

повітря,

на

дільниці

(3.99) газопроводу

МПа.

3.15

В и з н а ч и т и з а т р а т и г а з у н а цродувку д і л ь н и ц і газопро­ воду

за

допомогою

газу,

акумульованого

д і л ь н и ц і . Довжина д і л ь н и ц і 18,3 ду

мм,

1000

газу

280 °К,

кою

0,860,

Р „ = 5,6

Рк = 0,4

по ді

Об'єм

газу

ДІЛЬНИЦІ — 1 4 , 3 5

газу

на

формулі

перед

продув-

3

ТИС.

М ,

Рсередн =

= 9,95 .

Затрати

на

спорожнення

дільниці

яких

65

с

від

г а з у визна­

3.95.

14350 -

продувку

( в

Ц

-

-

^

режимі

пішло

на

перехід

) =871

3

тис.м .

некритичного

ч е р е з к о л і н о £ > у = 1000 п р и Р2 = 2 • (з

температура

МПа,

стисливості

МПа.

Затрати чають

сусідній

часткового спорожнення д і л ь н и ц і 0,985.

після

ГеОМеТрИЧНИЙ = 0,25

МПа,

коефіцієнти

на

км, діаметр т р у б о п р о в о ­

10 до

5

витікання

Па п р о т я г о м

режиму

120 с

критичного

в и т і к а н н я , а 5 5 с в и т р а ч е н о н а з а к і н ч е н н я продувки після припинення лі

(%

6

критичного витікання)

в и з н а ч а є м о по форму­

3.97:

7-1120

кр

= 1 1 0 0 • 0 , 7 8 5 • 0,2 .

120 = 20,8

3

тис.м . 161

З а т р а т и г а з у на п р о д у в к у в р е ж и м і к р и т и ч н о г о виті­ к а н н я п р о т я г о м 4-х х в и л и н при Р 2 = 4 • 10 Па з н а х о д и м о по ф о р м у л і 3.98: кр

3

С?2 = 2 9 6 0 - 0 , 7 8 5 . 0 , 4 - 2 4 0 = 2 2 3 т и с . м . З а т р а т и на в и т і с н е н н я п о в і т р я з п р о д у т о ї газопроводу:

дільниці 3

С}3 = 9 , 9 5 . 14350 • ( 0 , 2 5 — 0 , 1 ) = 2 1 , 4 тис.м . С у м а р н і з а т р а т и г а з у н а всі о п е р а ц і ї дільниці газопроводу становлять: Я„р

при

продувці

3

= 8 7 1 + 2 0 , 8 + 2 2 5 + 2 1 , 4 = 1138,2 тис.м .

Затрати газу при ремонті, очищенні і продувці сепараторів на промислах, пиловловлювачів на ГРС і

КС

З а т р а т и г а з у при р е м о н т і , о ч и щ е н н і і п р о д у в ц і сепара­ т о р і в на п р о м и с л а х , п и л о в л о в л ю в а ч і в на Г Р С і КС визна­ чають по формулі: 3

< 3 „ = 3 2 3 • / п . Т п . / V « п + Л Л к - УУ; нм ,

(3.100)

де / п — п л о щ а п е р е р і з у т р у б к и , з я к о ї з л и в а є т ь с я конден­ 2 сат, м ; т„ — ч а с о д н о р а з о в о ї п р о д у в к и , с; Р„ — середній тиск г а з у в с е п а р а т о р і , п и л о в л о в л ю в а ­ чі, М П а ; п„ — с у м а р н а кількість п р о д у в о к усіх с е п а р а т о р і в , п и л о в л о в л ю в а ч і в з а з в і т н и й період; 3 3 А/к — г а з о в и й ф а к т о р с и р о г о к о н д е н с а т у , н м / м (зви­ 3 3 чайно дорівнює в середньому 46—56 нм /м ); У" — кількість

стабільного

конденсату,

3

злитого

з

пиловловлювачів, сепараторів, м . Д а н и й в и д з а т р а т п о в ' я з а н и й і з т е х н о л о г і ч н и м и потре­ б а м и цри о б с л у г о в у в а н н і с е п а р а т о р і в , п и л о в л о в л ю в а ч і в і к о н д е н с а т о з б і р н и к і в — п р и їх п р о д у в ц і й о ч и щ е н н і від з і б р а н о г о к о н д е н с а т у і в о л о г и , при п е р е к а ч у в а н н і конден­ сату у відкриті ємності. Приклад

3.16

О б ч и с л и т и з а т р а т и г а з у п р и п р о д у в ц і 200 шт. пило­ вловлювачів. Середній діаметр трубок д л я продувки і зливу конденсату 1,5 см, а площа їх перерізу — 2 0,0002 м . С е р е д н і й ч а с о д н о р а з о в о ї п р о д у в к и с т а н о в и т ь 45 с, а т и с к г а з у — 3,5 М П а . 162

С у м а р н а кількість продувок обчислюється, виходячи З р о з р а х у н к у : о д н а п р о д у в к а к о ж н о г о з д в о х пиловловлю­ вачів з а зміну, т о б т о б л и з ь к о 5 5 0 з а рік. Т о д і : пп = 2 0 0 • 5 5 0 = 1 1 0 0 0 0 продувок. К і л ь к і с т ь в о л о г и і к о н д е н с а т у , з л и т и х із пиловловлю­ 3 вачів, становить 2800 м . Газовий ф а к т о р конденсату 3 3 Становить 46 н м / м . П і д с т а в л я є м о о д е р ж а н і д а н і у фор­ мулу: (?„ = 3 2 3 0 • 0,0002 . 45 • 3,5 • 110000 + 46 • 2 8 0 0 = = 12,5 . 10

6

3

нм .

Затрати газу на заповнення нових газопроводів П р и й м а ю ч и Р к і 2 К т а к и м и , що д о р і в н ю ю т ь одиниці, одержуємо: (2 = 9,95 • V-

і

(4 —і).

(ЗЛОЇ)

де V — г е о м е т р и ч н и й о б ' є м д а н о ї д і л ь н и ц і г а з о п р о в о ­ 3 ду, м ; ; Р„ — середній а б с о л ю т н и й т и с к г а з у п е р е д п о ч а т к о м заповнення, М П а ; 2Н — к о е ф і ц і є н т с т и с л и в о с т і . Затрати

газу

на на

роботу командних КС і ГРС

приладів

< П и т о м і в и т р а т и , н а р о б о т у к о м а н д н и х п р и л а д і в визна­ чаються за паспортними д а н и м и ; з а г а л ь н і з а т р а т и газу, 3 М , н а р о б о т у всіх к о м а н д н и х п р и л а д і в — п о ф о р м у л і : п т

3102

<3ПР = ЯПР- - '

(

)

е

А <7пр. — п и т о м а в и т р а т а г а з у за п а с п о р т н и м и д а н и м и 3 одного приладу, м /год; п — кількість п р а ц ю ю ч и х п р и л а д і в за к в а р т а л , рік; т — к і л ь к і с т ь годин, в і д п р а ц ь о в а н и х п р и л а д а м и в се­ р е д н ь о м у з а к в а р т а л а б о рік. Затрати

газу

Визначаються /-)

при

пусках

і

зупинках

ГПА

по формулі:

д<« /V • Р У,УО І " вх * 1000 • \ 2ВК

V вх

і

' вих

• Р * ві

3

)тис.м ,

(3.103)

2ВИХ

163

де Ут, Утп — геометричні о б ' є м и д і л ь н и ц ь г а з о п р о в о д у на вході і виході Г П А , я к і в і д к л ю ч а ю т ь с я п р и його зупинці. З а га ль на формула має вигляд: <9заг=£пз *

Т

п у с к . ' П,

(3.104) 3

де (?пз — з а т р а т и г а з у на 1 п у с к - з у п и н к у Г П А , т и с . м ; Т п у с к . — кількість годин, з а т р а ч е н и х н а п у с к - з у п и н к у з а к в а р т а л а б о рік; п — кількість агрегатів. 3.10. ВТРАТИ ГАЗУ ПРИ ЕКСПЛУАТАЦІЇ ГАЗОПРОВОДІВ

Дійсне витікання газу зі змонтованих газопроводів не п е р е в и щ у є 1,2 % від о б ' є м у п е р е к а ч а н о г о г а з у , а с е р е д н я похибка діафрагмових витратомірів становить не менше 1 , 5 — 2 % . Тому в и я в и т и і к і л ь к і с н о в и з н а ч и т и ц і в т р а т и г а з у з а д о п о м о г о ю існуючих методів обліку г а з у практич­ но неможливо. У процесі т р и в а л о ї е к с п л у а т а ц і ї г а з о п р о в о д і в ч е р е з дію в н у т р і ш н ь о ї і з о в н і ш н ь о ї к о р о з і ї т р у б , з н о с д е я к и х ч а с т и н лінійних к р а н і в , з а с у в о к і в е н т и л і в , в и т і к а н н я га­ зу к р і з ь м і к р о з а з о р и з б і л ь ш у є т ь с я . Але з практики експлуатації газопроводів видно, що найбільша кількість в и я в л е н и х і л і к в і д о в а н и х середніх і в е л и к и х с в и щ і в п р и х о д и т ь с я н а перші р о к и е к с п л у а т а ц і ї . П і с л я ї х л і к в і д а ц і ї кількість в т р а т газу з труб м а є скоротитися. Відповідно до м е т о д и к и в и п р о б у в а н н я г а з о п р о в о д і в на щ і л ь н і с т ь виті­ кання газу з трубопроводів прямо пропорційне площі поверхні газопроводів, тиску газу і обернено пропорційне температурі газу. <2ВТ = 1 1 1 3 , 5 • ° ^ - 1

Д

е

1

середи. *

-

р

^ . Гдобу>

(3.105)

середи.

^середи. — середній д і а м е т р т р у б , м , Ь—довжина газопроводу, км; Рсередн., ^ с е р е д и . — середні тиск і т е м п е р а т у р а г а з у з а з в і т н и й період, М П а і °К; ^ с е р е д и . — середній к о е ф і ц і є н т с т и с л и в о с т і ; Т д о б у — з в і т н и й період р о б о т и г а з о п р о в о д у в д о б а х . З г і д н о з ф о р м у л о ю 3 . 1 0 5 з б і л ь ш е н н я с е р е д н ь о ї темпе­ ратури газу призводить до зменшення витікання газу, а з м е н ш е н н я т е м п е р а т у р и г а з у в з и м о в и й п е р і о д — до з б і л ь ш е н н я втрат газу. 164

Приклад

3.17

В и з н а ч и т и в и т і к а н н я г а з у з а рік і з м а г і с т р а л ь н о г о г а з о п р о в о д у д о в ж и н о ю 2000 км, д і а м е т р о м 1200 м м при с е р е д н ь о м у т и с к у 4,5 М П а і т е м п е р а т у р і 287 °К. П р и в к а з а н и х тиску і температурі коефіцієнт стисливості 2 = 0,906. (? = 1 1 1 3 5

»

'

Витікання

' ' шТооб'

5

газу на КС, газозбірних

'

365 = 168,8

ГРС і на пунктах

млн

^/Р'к-

промислових

Д л я визначення дійсних витікань г а з у в приміщеннях Г Р С або з ГПА в компресорних цехах використовують формулу: <2ВТ

= 65,1 •

( ^ - + £ ^ 1 ) . т,

(3.106)

1

д е Р і Р " — т и с к г а з у в і д п о в і д н о н а вході і виході К С , ГРС, М П а ; г 1 Р і / " — г е о м е т р и ч н і поверхні комунікацій Г Р С або 2 КС в і д п о в і д н о на вході і виході, м ; і 2 і 2 " — к о е ф і ц і є н т с т и с л и в о с т і г а з у п р и у м о в а х входу і виходу; уі і уіі— т е м п е р а т у р а г а з у в і д п о в і д н о на вході і в и х о д і КС, ГРС, °К; т — т р и в а л і с т ь періоду, діб. Приклад

3.18

В и з н а ч и т и в и т і к а н н я г а з у з к о м у н і к а ц і й газороз­ п о д і л ь н о ї с т а н ц і ї за в и х і д н и м и д а н и м и , п о д а н и м и в таб­ л и ц і 3.23. Таблиця 3.23 № п/п

і 2 3 4 5 6 7

П а р а м е т р и ГРС

Н а вході Г Р С

На виході ГРС

3,0 0,6 Тиск газу, МПа 283 267 Температура газу, °К 0,3 і 0,2 0,3 і 0,2 Діаметри труб, м 35 і 60 80 і 65 Довжина труб, м 2 Геометрична поверхня труб, м 75,4 + 40,8-116,2 33 + 37,5 - 70,5 0,983 0,929 Коефіцієнт стисливості 365 діб Тривалість періоду — 165

{

«

С

= ^ '

.

Приклад

(

М

і

^

+

^

т

.

)

. 365 = 35404

3.19

Визначити витікання газу з комунікацій компресорних с т а н ц і й К С - 1 + К С - 6 при т а к и х д а н и х : 0

і

И

7-' = 2 8 8 ° К , 7 " ' = 3 1 3 К , 2 = 0,914, 2 = 0,912. д а н і до р о з р а х у н к у з в е д е н і в т а б л и ц ю 3.24. 7

3

Інші

;|

10пс Л*с і .( 6.076 . 10 , 134,09 • 10 ^ „ ЙК о + 3 У 6 5 1 365=1 "' Ч ^ 8 8 Т о ^ І 4 ~ ~ЗІЗ . 0,912 / ' 8,06 М Л Н М .

Аварійні

втрати

газу

при

його

транспортуванні

В т р а т и г а з у п р и його п о д а л ь ш о м у т р а н с п о р т у в а н н і в и н и к а ю т ь при р о з р и в а х т р у б о п р о в о д і в , при л і к в і д а ц і ї г і д р а т н и х п р о б о к у т р у б а х і т. п. Вони в и з н а ч а ю т ь с я по формулі: <7ав = 2 8 3 6 £

У±. (^-?1)+((3ПОЛ-СІви)

• т,

(3.107)

де V-, — г е о м е т р и ч н и й о б ' є м с у м і ж н и х д і л ь н и ц ь т р а с и 3 г а з о п р о в о д у , н а які п о ш и р и л о с я п а д і н н я тиску, м ; п — к і л ь к і с т ь лінійних к р а н і в на с у м і ж н и х д і л ь н и ц я х т р а с и , де є п а д і н н я тиску; 7] — с е р е д н я т е м п е р а т у р а г а з у на цих д і л ь н и ц я х , ° К ; Р/, 2\—середній т и с к і к о е ф і ц і є н т с т и с л и в о с т і г а з у на дільниці газопроводу до аварії, М П а ; Р " , 2 " — т е с а м е , в і д р а з у ж після а в а р і й н о г о пере­ к р и т т я основних к р а н і в , М П а ; Фпод — к і л ь к і с т ь газу, я к и й п о с т у п а є з н а й б л и ж ч о ї К С 3 у г а з о п р о в і д від м о м е н т у а в а р і ї д о з а к р и т т я к р а н а , м / х в ; ОВІД

— к і л ь к і с т ь г а з у , в і д і б р а н о г о з а цей ч а с п о п у т н и м и 3

с п о ж и в а ч а м и з суміжних дільниць, м /хв; т — ч а с від м о м е н т у р о з р и в у до п е р е к р и т т я і в і д к л ю ч е н н я К С , хв. Приклад

кранів

3.20

В и з н а ч и т и в т р а т и г а з у п р и р о з р и в і т р у б и н а одній і з д і л ь н и ц ь Б у = 1 0 0 0 мм. Ч е р е з в і д м о в у п н е в м о а в т о м а т и к и ч а с т к о в а в т р а т а г а з у в и н и к л а н а д в о х с у м і ж н и х дільни­ ц я х . Від р о з р и в у д о п е р е к р и т т я к р а н і в п р о й ш л о 2 5 хви­ лин. 166

•«•«чи* Таблиця 3.24

№

Компресорні

п/п

станції

2

КС-1

КС-2

ґ",

тис. м

2

/ > " , МПа

ТИС,

/>', МПа

1,2

2,63

3,8

0,7

9,994

0,7

1,75

5,5

0,8

9,625

1,0

2,19

3,8

0,7

8,322

1,0

4,6

5,5

1,5

2,53

0,7

1,64

3,8

0,75

6,232

0,7

4,92

5,5

2,1

27,06

0,1

0,94

3,8

0,3

3,572

Ву,

1

Вихід

Вхід

м

Оу,

»

3

КС-3

1,2

3,0

3,8

0,8

11,40

0,7

3,28

5,5

1,5

18,04

4

КС-4

1,0

3,14

3,7

1,0

11,618

0,7

2,62

5,5

1,2

14,41

1,0

0,94

5,5

0,3

5,17

5

КС-5

1,0

2,35

3,7

0,75

8,695

1,0

1,88

5,5

0,6

10,34

6

КС-6

1,0

4,39

3,7

1,4

16,243

1,0

4,39

5,5

1,4

24,245

76,076

134,09

Таблиця 3.25 Параметри

п/п

і 2 3 4 5 6

3

Геометричний об'єм труб, м Середній тиск газу на дільниці до аварії, МПа Середній тиск після перекриття кранів, МПа Температура газу, °К Коефіцієнт стисливості до аварії Те саме, після закриття кранів

1-а о с н о в н а

ІІ-а о с н о в н а

Ш-я о с н о в н а ,

дільниця

ДІЛЬНИЦЯ

дільниця

6280

6900

15 7 0 0

4,8

5,0

4,63

0,1

2,1

3,04

295

299

292

0,901

0,902

0,901

0,997

0,94

0,93

І з н а й б л и ж ч о ї К С у г а з о п р о в і д від м о м е н т у р о з р и в у д о 3 з у п и н к и К С н а д і й ш л о д о 2 0 т и с . н м / х в г а з у . З а ч а с від а в а р і ї д о п е р е к р и т т я к р а н і в н а й б л и ж ч і попутні с п о ж и в а ч і 3 в і д і б р а л и п о 4,5 т и с . м / х в г а з у . Д а н і з т а б л и ц і 3 . 2 5 і тексту підставляємо в формулу: 48

— 2836 Г 6 2 8 0 • ( ' [ 295 V 0,901 +І

І Г ( Втрати

0.1 \ і 6900 / 5,0 0,997/ 299 V 0,902

І Ц ) ] + (20 000 - 4500). 2 5 = 1 , 2 . 1 0 газу

Визначаються

за в

рахунок випадання газопроводах

6

3

м .

конденсату

по формулі: Ф ф а з = < 2 к ' # ф а з • /С ви „,

де

2,1 \ 0,94/

(3.108)

3

ф к — кількість з і б р а н о г о к о н д е н с а т у , м ;

^ Ф а з — к о е ф і ц і є н т ф а з о в о г о п е р е х о д у с и р о г о конден­ сату, що враховує збільшення об'єму газу, приведеного до нормальних умов, після випарювання рідкої фази (Кфаз~282). Квии — коефіцієнт, який в и з н а ч а є відношення рідкої ф а з и , сконденсованої в магістральних газопроводах, до р і д к о ї ф а з и , в и н е с е н о ї з п р о м и с л о в и х с е п а р а т о р і в устано­ вок Н Т С і я к а п р о й ш л а через п р о м и с л о в і з а м і р н і п у н к т и у вигляді дрібнодисперсного конденсату й туману. Д л я з в и ч а й н и х у м о в г а з о к о н д е н с а т н и х р о д о в и щ коефі­ ц і є н т Квни д о р і в н ю є 0 , 7 — 0 , 9 .

П р и переході п а р о п о д і б н о г о в у г л е в о д н е в о г о конденса­ ту, т о б т о в а ж к и х в у г л е в о д н і в , що м і с т я т ь с я в п р и р о д н о м у 168

газі, у рідку ф а з у , в и н и к а ю т ь з н а ч н і в т р а т и т р а н с п о р т о в а ­ ного г а з у . З п а р о в о ї в р і д к у ф а з у п е р е х о д я т ь п е н т а н и , г е к с а н и , г е п т а н и , о к т а н и т а інші в а ж к і в у г л е в о д н і , суміш 3 я к и х м а є густину б л и з ь к о 3,9 к г / м . У с и р о м у к о н д е н с а т і розчинена з н а ч н а кількість легких вуглеводнів (метану, етану, пропану та інших). П р и к л а д 3.21 Визначити приховані в т р а т и газу за рахунок випадан­ 3 ня к о н д е н с а т у в г а з о п р о в о д і в к і л ь к о с т і 1870 м (стабіль­ ний к о н д е н с а т ) . К фаз = 282, /<В11Н = 0,85; 3 < 2 ф ; і з = 1 8 7 0 • 282 • 0,85 = 448,2 т и с . нм . Втрати

газу

Визначаються

при дегазації конденсату

нестабільного

по формулі: Олег=*дег-
(3.109) 3

де <3К — к і л ь к і с т ь з і б р а н о г о с т а б і л ь н о г о к о н д е н с а т у , м ; N — г а з о в и й ф а к т о р , т о б т о к і л ь к і с т ь г а з у , я к и й виді­ л и в с я з одиниці об'єму нестабільного конденсату в л / л 3 3 3 3 а б о м /м , у с е р е д н ь о м у д о р і в н ю є 4 6 — 5 6 м /м . Д'дег — к о е ф і ц і є н т дегазації, обернений коефіцієнтові у с а д к и с и р о г о н е с т а б і л ь н о г о к о н д е н с а т у , д о р і в н ю є 1,22— 1,26. В т р а т и т р а н с п о р т о в а н о г о г а з у під ч а с д е г а з а ц і ї конден­ с а т у при п р о д у в ц і п и л о в л о в л ю в а ч і в , к о н д е н с а т о з б і р н и к і в , с е п а р а т о р і в і т. п. в і д б у в а ю т ь с я в з в ' я з к у з тим, що в нестабільному конденсаті розчинена значна кількість сухого г а з у , а при п р о д у в ц і к о н д е н с а т о з б і р н и к і в , д р и п і в і п и л о в л о в л ю в а ч і в у ємності, де т и с к г а з у і к о н д е н с а т у знижується звичайно до атмосферного, виділяється газ дегазації, який с к л а д а є т ь с я з метану, етану і пропанбутану. Приклад

3.22

З н а й т и в т р а т и г а з у при д е г а з а ц і ї с и р о г о к о н д е н с а т у , 3 з і б р а н о г о в д р и п а х п р о т я г о м року, в о б ' є м і 1270 м . На підставі ф і з и к о - х і м і ч н и х д о с л і д ж е н ь відомо, щ о г а з о в и й ф а к т о р к о н д е н с а т у в д а н и х у м о в а х у с е р е д н ь о м у стано­ 3 3 вить 52,5 нм /м , а коефіцієнт д е г а з а ц і ї — 1,25. 3

<2 д е г =1,25 • 1270 • 52,5 = 83 тис.нм . 169

Технічні в т р а т и н а К С с к л а д а ю т ь с я з в и т і к а н ь г а з у ( ч е р е з а р м а т у р у , ф л а н ц і та інші е л е м е н т и ) в цеху, а т а к о ж н а к о м у н і к а ц і я х ч е р е з с в і ч к и із-за н е д о с т а т н ь о ї герметичності запірної арматури. 3 Технічні в т р а т и в цеху ^ тв (в м / г о д ) в и з н а ч а ю т ь як с у м у середніх с т а т и с т и ч н и х в и т і к а н ь г а з у п о о с н о в н и х с в і ч к а х о б в ' я з к и цеху: 9 т в = 1,25

[(<75+<7іо) + <7зо +

<7іг

«ГПА +

+

«7

17 +

418 +

<7тУ],

(3.110)

д е < / 5 , <7іо, < ? і 7 , <7і8, <7зо, ?ту — с е р е д н і с т а т и с т и ч н і в т р а т и г а з у в і д п о в і д н о по с в і ч к а х к р а н і в № 5, 10, 17, 18 і ЗО, і м п у л ь с н о г о г а з у і технічних а п а р а т і в т а у с т а н о в о к ; иГПА — кількість г а з о п е р е к а ч у в а л ь н и х а г р е г а т і в . <7|Г,

Таблиця 3.26 Втрати газу в комунікаціях компресорних цехів Місце витікання г а з у

Працюючий агрегат, свічка № 5

Д і а п а з о н м о ж л и в и х ви­

Середні статистичні

тікань, мЗ/год

втрати, м З / г о д

0—50

10

Резервний агрегат, свічки: № 10

0—30

5

№ 17

0—250

40

№ 18

0—300

50

№30

0-100

20

імпульсного газу

0—20

5

технологічних апаратів і установок

0—100

10

3.11. ДОПОМІЖНІ СИСТЕМИ кс Система

маслопостачання

Н а б і л ь ш о с т і ГПА з а с т о с о в у є т ь с я п р и м у с о в а циркуля­ ційна с и с т е м а м а с л о п о с т а ч а н н я , я к а п р а ц ю є під різним тиском. Д о с и с т е м и м а с л о п о с т а ч а н н я п р е д ' я в л я ю т ь с я т а к і ви­ моги: — надійна і безперебійна п о д а ч а м а с л а в систему; — н а д і й н а і с т а б і л ь н а п о д а ч а м а с л а до в у з л і в т е р т я ; 170

— н а д і й н и й відвід т е п л а від в у з л і в , д е т а л е й і систем охолодження; — м а к с и м а л ь н е з н и ж е н н я т е р т я з метою з а п о б і г а н н я зносу деталей; — з а х и с т д е т а л е й від к о р о з і ї ; — простота в процесі експлуатації і ремонті; — м а с л а м а ю т ь бути о п т и м а л ь н о в ' я з к и м и , в и с о к о маслянистими, з високою температурою спалаху, низькою т е м п е р а т у р о ю з а с т и г а н н я , т е р м о о к и с л ю в а л ь н о ю стабіль­ ністю, а н т и к о р о з і й н и м и в л а с т и в о с т я м и т о щ о . Д л я поліпшення якості масла застосовують присадки, які м о ж н а поділити н а : — в'язкісні, які підвищують в'язкість м а с л а ; — д е п р е с о р н і , які з м е н ш у ю т ь т е м п е р а т у р у з а с т и г а н н я масла; — протикорозійні; — антиокислювальні; — миючі, які з м е н ш у ю т ь у т в о р е н н я н а г а р у ; — протипінні; — багатофункційні. Д о д а в а н н я присадок звичайно коливається в межах З — 5 % від в а г и м а с л а , д л я с п е ц і а л ь н и х м а с е л — д о 1 0 — 20 % від м а с и м а с л а . М а с л я н а система КС із ГТУ с к л а д а є т ь с я з блоків д л я з б е р і г а н н я м а с л а , у с т а н о в к и д л я р е г е н е р а ц і ї м а с л а , насо­ сів с е п а р а т о р а м а с л а , м а с л я н и х о х о л о д ж у в а ч і в . Під ч а с роботи т у р б і н и г о л о в н и й м а с л я н и й н а с о с , я к и й з в ' я з а н и й з ї ї в а л о м , п о д а є м а с л о д о всіх с п о ж и в а ч і в у с т а н о в к и . К о л и г о л о в н и й м а с л я н и й н а с о с н е п р а ц ю є (під ч а с пуску і з у п и н к и ) , в к л ю ч а є т ь с я п у с к о в и й н а с о с з електроприво­ д о м . О б и д в а насоси з д і й с н ю ю т ь п о д а ч у м а с л а ч е р е з здвоє­ ний з в о р о т н и й к л а п а н у с и с т е м у з м а з у в а н н я п і д ш и п н и к і в , а т а к о ж у г і д р а в л і ч н у с и с т е м у а в т о м а т и ч н о г о регулюван­ ня й з а х и с т у . У системі п е р е д б а ч а ю т ь с я р е з е р в н і н а с о с и , які працю­ ю т ь від постійного с т р у м у . О д и н із н а с о с і в п о д а є м а с л о в с и с т е м у з м а з у в а н н я т у р б і н и і к о м п р е с о р а , д р у г и й — на нагнітач. На роторі Т Н Т р о з т а ш о в а н и й с п е ц і а л ь н и й н а с о с — імп е л л е р , я к и й з д і й с н ю є п о д а ч у імпульсів н а г і д р а в л і ч н и й р е г у л я т о р ш в и д к о с т і при зміні ш в и д к о с т і о б е р т а н н я в а л а турбіни. М а с л о охолоджується в а п а р а т а х повітряного охолодження. У г а з о м о т о к о м п р е с о р а х р о з р і з н я ю т ь дві основні систе­ ми з м а з у в а н н я — р о з б р и з к у в а н н я м і п р и м у с о в у під тис171

ком. Р о з б р и з к у в а н н я з д і й с н ю є т ь с я о б е р т о в и м и д е т а л я м и , при ц ь о м у в і л ь н и й простір к а р т е р а з а п о в н ю є т ь с я н а й д р і б ніщими ч а с т к а м и м а с л а ( у вигляді м а с л я н о г о т у м а н у ) , я к і м о ж у т ь п р о н и к а т и в з а з о р и в у з л і в т е р т я . З м а з у в а н н я під т и с к о м з д і й с н ю є т ь с я с п е ц і а л ь н и м и н а с о с н и м и елемента­ ми — л у б р и к а т о р а м и . Д л я о ч и щ е н н я м а с л а в системі пе­ редбачені фільтри тонкого і грубого очищення. В єдиний масляний блок входять: насоси, інжектори, які кріпляться на стінках б а к а (2 шт.), маслоохолоджувачі, з в о р о т н і к л а п а н и , з а с у в к и , р е г у л я т о р и т е м п е р а т у р и масла, регулятор тиску «після себе» і здвоєний зворотний клапан. У Г Т У Г Т 750-6, Г Т К - Ю т а інших ф у н д а м е н т н а р а м а використовується як масляний бак. Г о л о в н и й м а с л я н и й н а с о с в і д ц е н т р о в о г о т и п у склада­ є т ь с я з к о р п у с у , р о б о ч о г о к о л е с а з ф р е з е р о в а н и м и лопат­ ками, яке утримується на валу за допомогою шпонки. Ущільнення насоса виконується за допомогою втулок. У шестерінчастих насосах масло втягується зубцями обертових шестерень і подається в порожнину нагнітача. В е л и ч и н а т и с к у з а л е ж и т ь від п р о х і д н о г о п е р е р і з у , кількості обертів н а с о с а т а інших ф а к т о р і в . П р и м о н т а ж і н а с о с а слід в и т р и м у в а т и необхідний з а з о р м і ж з у б ц я м и ш е с т е р е н ь . Н о р м а л ь н і з а з о р и м а ю т ь бути д о т р и м а н і у таких межах: — м і ж з у б ц я м и шестірні — 0,1—0,2 м м ; — м і ж в е р ш и н о ю з у б ц я і к о р п у с о м — 0,1—0,2 м м ; — між ведучим валом і втулкою—0,05—0,1 мм; — т о р ц е в и й з а з о р — 0,1—0,3 м м . П р о д у к т и в н і с т ь ш е с т е р і н ч а с т о г о н а с о с а , л / х в , визна­ чається по формулі:

д^Л'Уое'*"Потужність формулі:

для

привода 1 0

насоса р

(з.і 11) визначається

N = -3" ЧЕ-ти-ню' де О — д і а м е т р п о ч а т к о в о г о к о л а з у б ц і в , мм; Н — висота зубців шестерень, мм; Ь—довжина зубців, мм; п„ — ч а с т о т а о б е р т а н н я шестірні, о б . / х в ; Чи, Лм — в і д п о в і д н о к о е ф і ц і є н т подачі н а с о с а рисної дії; Р — тиск масла, Па.

172

по

( з п 2 (6ли

і

) >

ко­

Загальний дорівнює:

Чм

механічний

ККД

шестерінчастого

насоса

=0,75—0,85.

Охолоджувачі масла. У системах охолодження масла застосовуються трубчасті охолоджувачі (холодильни­ ки) — а п а р а т и п о в і т р я н о г о о х о л о д ж е н н я . Х о л о д и л ь н и к с к л а д а є т ь с я з корпусу, де р о з т а ш о в а н и й пучок т р у б о к . Кінці т р у б о к р о з в а л ь ц ь о в а н і в т р у б н и х р е ш і т к а х . О д н а з решіток зафіксована, друга м о ж е вільно пересуватись, щ о д а є з м о г у з н і м а т и т е м п е р а т у р н і н а п р у ж е н н я в труб­ к а х . По т р у б к а х ц и р к у л ю є вода, а в м і ж т р у б н о м у просторі циркулює масло. Р о з р а х у н о к поверхні маслоохолоджу2 в а ч а , м , в и к о н у ю т ь по ф о р м у л і : р

= 1Г-Хт А

'

' середн

(ЗЛ13) 2

де Р — п о в е р х н я н а г р і в а н н я м а с л о о х о л о д ж у в а ч а , м ; К — к о е ф і ц і є н т т е п л о п е р е д а ч і від м а с л а воді ч е р е з 2 стінку т р у б о к , В т / м • г р а д . ; АГсередн,—середня логарифмічна різниця температур м і ж м а с л о м і водою, я к а з а л е ж и т ь від н а п р я м к у руху рідини; СІ — кількість т е п л о т и , що п е р е д а є т ь с я від м а с л а охо­ л о д ж у ю ч і й воді з а секунду, Д ж / с .

<1=УЯ • Си • =

ув.

Рм

-(К-Т:) =

св.р,.(ґ;-ґв),

(зли)

е

Д Ум> — відповідно об'ємні секундні розходи 3 і води через о х о л о д ж у в а ч , м /с;

масла

Си, Св — в і д п о в і д н о теплоємності масла і води, Д ж / к г • град.; 3 рм, р в — в і д п о в і д н о густина м а с л а і води, к г / м ; Т і Т"— в і д п о в і д н о т е м п е р а т у р а на вході і виході з о х о л о д ж у в а ч а , °К. 3 О б ' є м н и й с е к у н д н и й розхід, м / с , м о ж е в и з н а ч а т и с я п о формулі: У = РЖ •

де

Рж

(3.115)

Ш, 2

— ж и в и й переріз т р у б о к , м ; № — ш в и д к і с т ь руху рідини, м / с . С е р е д н я л о г а р и ф м і ч н а р і з н и ц я т е м п е р а т у р (темпера­ турний напір) в и з н а ч а є т ь с я за рівнянням Г р а с г о ф а : А Г с е р е д н = - ^ - ,

(3.116)

173

в

В и з н а ч а є м о ш в и д к і с т ь руху в о д и міжтрубному просторі.

в трубках і масла

1Р = - £ - ,

(3.119) 3

де V — с е к у н д н и й р о з х і д рідини, м / с . С е к у н д н и й р о з х і д води в и з н а ч а є т ь с я : " —

д С„ • рв

(3.120)

• (7"„ — 7"в)

Ж и в и й переріз трубок д л я проходу двоходовому маслоохолоджувачі:

води,

=

1Р. = £ - . г

174

в

при

(ЗЛ21)

^» "Ч^' де 2 — к і л ь к і с т ь т р у б о к у пучку, шт.; п — к і л ь к і с т ь ходів м а с л о о х о л о д ж у в а ч а , й — внутрішній діаметр трубок, мм. Ш в и д к і с т ь руху в о д и :

2

м ,

шт.;

(3.122)

Таблиця 3.27 Значення коефіцієнта тепловіддачі від стінки трубки воді 2

Коефіцієнт тепловіддачі, а 2 , В т / м т р а д Ш в и д к і с т ь рідини, Ж в , м / с у трубах

між трубами

0,15

1020

970

0,3

1300

1130

0,6

1980

1570

1,2

3180

2270

1,8

3750

2840

Д л я д а н о ї ш в и д к о с т і в и з н а ч а є м о к о е ф і ц і є н т тепловід­ дачі

(сх2)

(табл.

Виконуємо

3.27).

перевірку

режиму

руху

води: (3.123)

Я е = ^ ~ - , де V — к і н е м а т и ч н а в ' я з к і с т ь в о д и , 6

2

м /с •

10~

6

2

V=10- М /С. Таблиця

3.28

Теплофізичні характеристики масел Тем­ пература,

т„, °к

Густина рм, кг/мЗ

Коефіцієнт теплопровід­ ності, Л Вт/м-град.

Теплоємність, Ср

кД*/кгтрад.

Кінематична

Динамічна

В'ЯЗКІСТЬ, V

в'язкість, /і

10-6

М2/с

10-6 П а - с

МС-20 303

886,5

2,07

0,133

523

4660

313

881,0

2,11

0,131

268

2358

323

875,5

2,14

0,130

150

1310

333

869,6

2,16

0,129

90,6

787

343

864,0

2,20

0,128

58,1

502

353

858,5

2,23

0,127

39,1

338

363

852,5

2,26

0,126

27,8

237

303

882,5

1,890

0,128

53,8

474,80

313

880,3

1,923

0,128

36,1

317,80

323

875,7

1,950

0,127

21,4

187,40

333

867,3

1,998

0,127

14,7

127,50

343

862,9

2,032

0,126

10,5

90,60

353

857;0

2,066

0,124

7,9

67,70

363

Й56.7

2,099

0,124

6,0

51,40

Турбінне

масло

ТП-22

(ТП-22С)

175

Визначаємо середню температуру масла Т^, = Щ Ш в и д к і с т ь руху м а с л а

^

-

(табл. 3.28): (3.124)

в міжтрубному просторі:

Гм =^,

(3.125) 2

де Р м — ж и в и й п е р е р і з д л я п р о х о д ж е н н я м а с л а , м . Г*=

*>1-2

(3-126)

де О к — в н у т р і ш н і й д і а м е т р к о р п у с у о х о л о д ж у в а ч а , м; 2 — кількість трубок; . й!30ВН — з о в н і ш н і й д і а м е т р т р у б к и , м. З н а ю ч и швидкість, №м , і а б с о л ю т н у в ' я з к і с т ь м а с л а , Ї Х , в и з н а ч а є м о коефіцієнт тепловіддачі за графіком (рис. 3.12).

176

К о е ф і ц і є н т т е п л о п е р е д а ч і від м а с л а о х о л о д ж у ю ч і й воді ч е р е з стінку т р у б и : ,

К= +

(3.127)

-Г-+

а2

А

а,

де б — т о в щ и н а стінки т р у б и , м; X — коефіцієнт теплопровідності металу труби, В т / м • град.; а , — к о е ф і ц і є н т т е п л о в і д д а ч і від м а с л а стінці т р у б и . 2 Вт/м -град; а2 — коефіцієнт

тепловіддачі

в і д стінки

потрібної

Визначення

кількості

трубки

воді.

масла

П р и е к с п л у а т а ц і ї Г П А в и н и к а ю т ь в т р а т и , які необхід­ н о в р а х о в у в а т и при в и з н а ч е н н і п о т р і б н о ї к і л ь к о с т і м а с л а д л я їх поповнення. Ці втрати виникають при: — витіканнях через ущільнення нагнітача, сальники н а с о с і в т о щ о ( п р и й м а ю т ь 0 , 1 — 0 , 2 % з а д о б у від ємності масляної системи); — випарюванні масла з газовідділювача, маслобака, к а р т е р а ( 0 , 1 — 0 , 2 % з а д о б у від є м н о с т і м а с л я н о ї сисТаблиця

3.29

Об'єм масляної системи ГПА Тип Г П Л

ГТ-750-6

ГГ-6-750

ГТН-6

ГПАЦ-6,3

1

2

3

4

5

Об'єм масляної 3 системи, м , м. с.

8,0

14,0

14,0

1,12

ПН-9-750

ГТК-10

ГТК-16

б

7

8

8,0

8,0

24,0

ГТК-25

ГТК-10И

ГТК-25И

Центавр

Коберра-182

10КНА

ГПА з електро­ приводом

9

10

II

12

ІЗ

14

15

12,0

6,5

8,5

1,0

0,27

1,0

2,4

177

— при в и г о р я н ш м а с л а в з о н і в и с о к и х т е м п е р а т у р ( 0 , 1 5 — 0 , 2 5 % за д о б у від ємності м а с л я н о ї с и с т е м и ) . П р и е л е к т р о п р и в о д і цей в и д в т р а т н е в р а х о в у є т ь с я . Т а к и м ч и н о м з а г а л ь н і в т р а т и м а с л а з а д о б у станов­ лять: %.

А§=0,35-=-0,65

О б ' є м м а с л я н о ї с и с т е м и н а в е д е н и й у т а б л и ц і 3.29. П р и к л а д 3.23 В и з н а ч и т и п о т р і б н у к і л ь к і с т ь м а с л а д л я К С і з газотур­ б і н н и м п р и в о д о м ГТ-750-6 ( д в а а г р е г а т и ) . В и з н а ч а є м о в т р а т и м а с л а н а один а г р е г а т :

де А§ — з а г а л ь н і в т р а т и м а с л а за д о б у в ч а с т к а х о д и н и ц і . = 0 , 0 0 5 • 8,0 • 875,7 = 35 к г / д о б у ;

0„

3

(густина м а с л а рл

= 8 7 5 , 7 кг/м )

35

або

^ = "24"

=

Л 4 6 кг/маш.год,

що в м е ж а х н о р м и .

В т р а т и м а с л а з а д о б у при р о б о т і д в о х а г р е г а т і в : 2 0 М = С 7 М • л = 35 • 2 = 70 к г / д о б у . З а п а с м а с л а на КС забезпечить роботу обладнання п р о т я г о м т р ь о х м і с я ц і в (90 д і б ) . С заг = 7 0 • 90 = 6 3 0 0 кг. З у р а х у в а н н я м в и т р а т м а с л а н а д о п о м і ж н е обладнан­ ня з а п а с масла становитиме: 0 = 6 3 0 0 • 1,2 = 7 5 6 0 кг, д е 1,2— к о е ф і ц і є н т у р а х у в а н н я в и т р а т м а с л а н а допоміж­ не о б л а д н а н н я . Місткість резервуарів м а є становити: V

— Р

0

=

р • і,

7

.56 _ о п 0,875 - 0,97 ~ ° '

М

з '

де т) — с т у п і н ь з а п о в н е н н я р е з е р в у а р а . Д л я в с т а н о в л е н н я слід п р и й н я т и р е з е р в у а р , виготовле­ ний з а т и п о в и м п р о е к т о м . Апарати

повітряного

охолодження

С и с т е м у п о в і т р я н о г о о х о л о д ж е н н я з у м о в л ю ю т ь про­ с т о т а і з р у ч н і с т ь о б с л у г о в у в а н н я , с т а б і л ь н і с т ь теплотех­ нічних х а р а к т е р и с т и к , н е з н а ч н а п о т р е б а у в о д і . Ц я с и с т е 178

ма застосовується д л я о х о л о д ж е н н я м а с л а , води та газу, ї ї м о ж н а з а с т о с о в у в а т и т а к о ж д л я к о н д е н с а ц і ї холодиль­ ного а г е н т а н а с т а н ц і я х о х о л о д ж е н н я г а з у ( С О ) . С и с т е м и п о в і т р я н о г о о х о л о д ж е н н я б у в а ю т ь з про­ м і ж н и м к о н т у р о м і б е з п о с е р е д н ь о г о о х о л о д ж е н н я . Про­ міжним теплоносієм в и к о р и с т о в у ю т ь воду, антифриз тощо. С и с т е м а п о в і т р я н о г о о х о л о д ж е н н я з п р о м і ж н и м конту­ ром має т а к і п е р е в а г и : — с п р о щ е н е р е г у л ю в а н н я в і д б о р у т е п л а з а в д я к и ро­ боти А П О з включеним а б о виключеним вентилятором; — має компактну систему маслопроводів; — у зимовий період А П О постійно включені в роботу. С и с т е м а б е з п о с е р е д н ь о г о о х о л о д ж е н н я м а є т а к і особ­ ливості: — т а к як система маслопостачання ГПА автономна, т о д л я о х о л о д ж е н н я м а с л а потрібний т а к о ж автономний А П О . Т а к а з а л е ж н і с т ь при з у п и н ц і А П О в и к л и к а є з у п и н к у агрегату; — при з н и ж е н н і т е м п е р а т у р и з о в н і ш н ь о г о п о в і т р я від­ бір т е п л а з б і л ь ш у є т ь с я , щ о м о ж е п р и з в е с т и д о переохо­ лодження масла. Е ф е к т и в н і с т ь з а с т о с у в а н н я систем П О з а л е ж и т ь від м о ж л и в о г о п е р е п а д у т е м п е р а т у р м і ж о х о л о д ж у ю ч и м по­ в і т р я м і с е р е д о в и щ е м , я к е о х о л о д ж у є т ь с я . К і л ь к і с т ь отри­ маного тепла, що відводиться в систему охолодження Г П А , з а л е ж и т ь від т и п у а г р е г а т у і його п о т у ж н о с т і (табл. 3.30). Мінімальний перепад температур при охолодженні в А П О п о в и н е н с т а н о в и т и : д л я води — 5 — 8 ° К , д л я а н т и ф р н з а — 8 — 1 0 °К і д л я м а с л а — 1 0 — 1 5 °КА п а р а т и д л я п о в і т р я н о г о о х о л о д ж е н н я м і с т я т ь : тепло­ обмінні т р у б ч а т і секції, в е н т и л я т о р и , в у з л и р е г у л ю в а н н я , несучі к о н с т р у к ц і ї . Т е п л о о б м і н н і т р у б ч а т і с е к ц і ї м а ю т ь т е п л о о б м і н н і труб­ ки, к а м е р и підводу і відводу о х о л о д ж у в а н о г о с е р е д о в и щ а і несучі р а м и ж о р с т к о с т і . З м е т о ю з б і л ь ш е н н я т е п л о в і д д а ч і в а п а р а т а х викорис­ товується оребрення труб. Ступінь оребрення характери­ з у є т ь с я к о е ф і ц і є н т о м о р е б р е н н я , т о б т о в і д н о ш е н н я м пов­ ної з о в н і ш н ь о ї поверхні т р у б и , я к а містить п о в е р х н ю ребер, до зовнішньої поверхні гладкої труби. <і>=~,

(3.128)

/"з

179

Таблиця 3.30 оо °

Кількість тепла, яке відводиться в систему охолодження ГПА Поршневі ГПА Одиниці виміру

Параметри

Частота обертання вала Кількість тепла, яке відводиться від силових циліндрів

стд

стд

стд

4000

6300

10 0 0 0

12 5 0 0

11

12

ІЗ

14

4000

6300

10 000

12 500

3700

3000

3000

3000

3000

—

—

0,21/ 0,38

0,42/ 0,54

0,42/ 0,80

0,42/ 0,92

юпсн

МК-8

МК-10

ДР-12

ГТ-750-6

2

3

4

5

б

7

8

кВт

736

1100

2100

2500

5520

6000

об./хв

3000

300

300

300

330

5600

4800

2,76

3,14

2,93

3,27

9,17

—

кДж-10

3

Єлектроприводні ГПА

стд

10ГК

1

Потужність

Газотурбінні ГПА

ГТК-10

ГТК-25

10

9 *

10 000 25 000

Кількість тепла, що відводиться від наддувного повітря

»

—

0,50

0,63

0,46

3,47

—

—

—

—

—

—

—

Загальна кількість тепла

»

3,43

5,02

4,61

4,78

16,16

1,88

1.67

2,09

0,59

0,96

1,22

1,34

П р и м і т к а : В електроприводних ГПА в чисельнику — кількість тепла, яке відводиться від масла; в знаменнику — від елементів статора і ротора

> 3

К> ~І о *. "о Ь о »

О

о-

-1

11

4/1;

ш ^ о = З » І1

«З З

о

4/1,

± З ш о о

З

Ч | » * Оі ~і ю ю о\

I е?

3

о 00

2.

•< 5

н с "О

о О)

?!

-а' с ?!

ОО 0 0

СТЬ хо,

о\

51 • З п сч с ~

00

оо

°

М -Ь. N3 (О

м ю до оо

= 2-3 " п —• з:

3>

х

О" • О ™

о о

о О о «л

о •а я о н я о "8 а\ •о ге

» я

З І

5

•а

© © р р Ь "« оо » ш (л (л <л

я

і

в

'<

П Н

8 *

35 ге МЖ Ж Ю Н

^ О

Я

Е » Я а, Я ТЗ ГО Х 2 Я

Я —

м

65

Я -1 Л

оз

Я В

°^ О Я О

£

2

£ о

О

« " З СЛ А -О Я п — Я

Я ВЗ

а ю

В Я а

(О ем ш ш ся "(л оі о

•8

В Н О >а О "О

З о

5 ох 5

СЛ —

Н

О

^1^

Н

« "О сл — »" » Я

"З

»

°* " " Ю Е "ЧЧ Я (П " Я Я Я »

Я = 5

її

О

II

Я

Яі сз 0 03 Я

п ТЗ

X

-Є

Е Я 50

Я Я

П СЛ

>

Я О п ~ Я Я

о

«< З • З а 63

пз

А

^

Я

й "> ^ 3

Я

Я

ф

« У

Е' Я

2

Я А

А

5

2

Н ТЗ

а. 5 . ^ V

О Ю -9 VI

Я

)3 Я>

вз

Ю Я

»

о\ о

В О

03

Я

Я О

)а Я>

Я

)а

Н

Я

Я А

03 о

" ТЗ

О Н

а. о.

03 СЛ О

•• сл

-І П> О

£ щ О\

Ті

ОО

І я

В. я 5 о

н ^

о

8

І " !

о я

І .Я О І

О 2

ш—. я:

а <т

ш

° о

» О

ї є.

- 1

> о §

О О О\

Я

Вз (Я

ВЗ Ж

3.-8

Тип апарата

|

Ь\ І

АВЗ-Д

СЯ Ш СО

АВМ, АВГ

>>>'

. — • <"> 4 2

ОХЗ Ь Я Я Я аз

В" * Я

—

2

Я

Я

•°

«

І , О

Я

СО

СО О

СО N0

Н

Таблиця 3.33 Характеристика АПО ' Тип апарата

Поверхня теплообміну по о р е б р е н т о , г*2

Кількість рядів т р у б

<р

Номінальна продуктивність вентилятора, І О Л г / г о д

- 14,6

р = 9

» > « 14,6

АВМ

4 6 8

105 160 210

150 225 300

24,0 21,7 19,8

21,7 19,0 16,5

АВГ

4 6 8

875 1320 1740

1250 1870 2500

250,0 230,0 210,0

230,0 210,0 180,0

АВЗ

4 6 8

3540 5300 7000

5000 7600 10 200

320,0 310,0 300,0

305,0 290,0 280,0

Таблиця 3.34 Площі поперечних перерізів _3 2 одноходових апаратів, 10 м Внутріш­ Кількість

ній

рядів т р у б

діаметр,

АВМ

АВГ

АВЗ

мм

р - 9

»> - 14,6

4

21 22

32,6 35,7

28,4 31,2

97,8 107,1

85,2 93,6

196,6 214,2

170,* 187,2

6

21 22

48,8 53,6

42,6 46.8

146,4 160,8

127,8 140,1

292,6 321,6

255,6 280,8

8

21 22

65,1 71,5

56,8 62,3

195,3 214,5

170,4 186,4

390,6 429,0

340,8 373,8

Р - 9

Ч> - 14,6

р - 9

1Р - 1 4 , 6

Х а р а к т е р и с т и к а А П О н а в е д е н а в т а б л и ц і 3.33. П л о щ і п о п е р е ч н и х перерізів о д н о х о д о в и х а п а р а т і в на­ в е д е н і в т а б л и ц і 3.34. Розрахунок А П О аналогічний розрахунку водяного охолодження. Тепловий б а л а н с повітряного о х о л о д ж у в а ч а визнача­ ється:
Таблиця 3.35 Значення ентальпій масла 319

321

323

325

327

329

331

85,58

89,47

93,41

97,34

101,28

105,21

109,19

Температура масла, °К Ентальпія масла, кДж/кг

333

335

337

339

341

113,17

117,19

121,17

125,17

129,25 Таблиця 3.36

Теплофізичні параметри повітря Температура повітря, "К

273 293 313 339 353 373

Густина повітря,

рп,

Теплоємність повітря, Ср кДж/кгК

1,2930 1,2045 1,1265 1,0595 0,9998 0,9458

1,005 1,005 1,009 1,009 1,009 1,013

Коефіцієнт

Коефіцієнт

теплопро­

кінематичної

Критерії

відності, X

в'язкості,

П р а н д т л я , Рц

Вт/мтрад

у-ІО-б м / с

0,0243 0,0257 0,0271 0,0285 0,0299 0,0314

13,30 15,11 16,97 18,90 20,94 23,06

2

0,714 0,713 0,711 0,709 0,708 0,704

Ср, Ср — т е п л о є м н і с т ь п о в і т р я при постійному тиску, п р и т е м п е р а т у р і на вході і виході з п о в і т р я н о г о холодиль­ ника, к Д ж / к г • К (табл, 3.36). П р и к л а д 3.24 В и к о н а т и р о з р а х у н о к А П О м а с л а ГТ-750-6, я к и й скла­ д а є т ь с я з д в о х секцій, д і а м е т р т р у б е?тр = 2 8 мм, з о в н і ш н і й д і а м е т р о р е б р е н н я й 3 = 4 9 мм, к р о к р е б е р / = 3,5 м м , к о е ф і ц і є н т о р е б р е н н я ф = 9, в и с о т а р е б е р й = 1 0 , 5 мм. Розрахункові температури масла і повітря: ,

м а с л а : на вході 7М = 338 ° К ; на виході 7 " " = 3 2 8 ° К ; / п о в і т р я : на вході = 3 1 3 ° К ; на виході 7'п = 321 °КР о з р а х у н о к в и к о н у є м о по одній с е к ц і ї . Розхід м а с л а становитиме: О м = % ^ = - 1 ^ = 7 5 0 л/м. 183

Секундна

вагова

витрата 750

1

масла:

8Г5_=109

кг/с_

1000-60

К і л ь к і с т ь т е п л о т и , п е р е д а н о ї від м а с л а формулі 3.131). < ? = 10,9 • ( 1 2 3 , 1 8 — 1 0 3 , 2 5 ) = 2 1 7 к В т ; С1 = 2 1 7 0 0 0 Вт. Витрата повітря: г, _

0.

—

С'Х;-С'рТ':,

Густина

2Ц.

повітрю

- О К О

1,009 • 3 2 1 - 1 , 0 0 9 • 313

повітря

при

(по

кг/с

'*

4

початковій температурі:

Т' = і'„ + 2 7 3 = 40 + 273 = 3 1 3 °К і н о р м а л ь н о м у т и с к у Р = 101325 Па в и з н а ч а є т ь с я : Р і і =

Об'ємна

^

=

витрата

К„ = ^= Визначаємо

і ^ 1 = 1 , 1 3 к г / м І

повітря:

^ 1 = 2 3 , 8 перепад

3

м /с

або

3

85680

м /год.

температур:

АТМ = Ґн - ґ; = 3 3 8 - 328 = 10 ° К ; АГ,, = 7' п '-7;', = 3 2 1 - 3 1 3 = 8 °К. Визначаємо (ДГ):

характеристичну 2

різницю

АТ = V ( АТМ + АТ,) -АРАТмАТп , де

Р — індекс

температур

.

(3.132)

п р о т и т е ч і ї (Я = 0,98). 2

АГ = (10 + 8 ) - 4 • 0,98 • 10 • 8 = 3,22 °К. В и з н а ч а є м о більшу і меншу різницю температур: тб = в + 0,5Д7";

(3.133)

ти = Є - 0 , 5 Д 7 \

(3.134)

де 0 — р і з н и ц я с е р е д н ь о а р и ф м е т и ч н и х т е м п е р а т у р чого і х о л о д н о г о т е п л о н о с і ї в . 184

гаря­

6 = 0 =

Ти+ Т 2

"

Т + Тл 2

"

-

;

(3.135)

338 + 328 _ 313 + 321 = 1 б ОІ^.

т б = 16 + 0,5 • 3,22 = 17,61 ° К ; тм = 1 6 — 0 , 5 • 3 , 2 2 = 1 4 , 3 9 ° К ; 17 6

АГ серсд ,,=

' '-,^

2

'

3 ,

9

- 1 6 , 2 -К.

^ Т 4 І 9 -

В и з н а ч а є м о з а г а л ь н и й к о е ф і ц і є н т т е п л о п е р е д а ч і від м а с л а повітрю. Д л я цього приймаємо до встановлення ( п о п е р е д н ь о ) 2 т е п л о о б м і н н и к и т и п у А В Г із п о в е р х н е ю 2 охолодження # = 1 2 5 0 м ; коефіцієнт оребрення ср=14,6; 3 3 п р о д у к т и в н і с т ь в е н т и л я т о р а У = 250 • 1 0 м / г о д . Ш в и д к і с т ь руху м а с л а : №м=

= Р • Гн

—

г =0,14м/с,

875 • 85,2 • 1(Г

3

'

Рм

де — ж и в и й переріз д л я п р о х о д ж е н н я м а с л а , м 3.34). Визначаємо число Рейнольдса: гК

Г • а е

0ДЮ0Ш 4 7

Визначаємо параметр

Нусельта:

0 54

Ми = 0,223 ( І І - ) - '

= 266.

0 14

- (І-)" '

(табл.

0дК

0,14 • 0,028

= - ^ =

2

0 65

• Ке '

,

(3.136)

де (і — д і а м е т р з о в н і ш н ь о ї о р е б р е н о ї п о в е р х н і , м; І — к р о к р е б р а , м; Н — в и с о т а р е б р а , м.

К о е ф і ц і є н т т е п л о п е р е д а ч і від м а с л а стінці: 2

а2 = Н и ^ = 2 5 , 9 ^ = 117Вт/м .°К. В и з н а ч а є м о коефіцієнт теплопередачі поверхні п о в і т р ю .

(3.137)

від з о в н і ш н ь о ї 185

Ш в и д к і с т ь п о в і т р я п р и й м а є м о Й7В = 9 , 8 м / с

*--&ЗіїгN " = 0,223 • 2 6 Т 8 0 Р » .

а, =

(

^

)

164-^Ц-= 89,7 а,

К= — Ж7"

а2

Я2

ТТт"

.(^кГ"=164; 2

Вт/м -°К;

а,

!+

-

а2

= 6 , 6 Вт/м

2

• °К.

16,5

П о в е р х н я н а г р і в у однієї с е к ц і ї :

К • Л'середн.

Приймаємо 2 апарати труб 4: 2 чр = 14,6; Р=\250 м . Станція

6,6

•

16,2

типу А В Г

охолодження

газу

із

кількістю рядів

(СО)

О д н и м із способів п і д в и щ е н н я п р о д у к т и в н о с т і магіст­ рального газопроводу є охолодження газу. Цілорічне охолодження газу до температур ґрунту м о ж е бути досягнуто завдяки застосуванню натурального і штучного охолодження за допомогою А П О за рахунок р і з н и ц і т е м п е р а т у р п о в і т р я влітку т а в з и м к у . Вибір п а р а м е т р і в о х о л о д ж е н н я г а з у в и к о н у є т ь с я з а д о п о м о г о ю к о м п л е к с н и х г і д р а в л і ч н и х і т е п л о в и х розра­ х у н к і в р е ж и м і в р о б о т и г а з о п р о в о д у . Д о с к л а д у низько­ т е м п е р а т у р н о г о г а з о п р о в о д у в х о д я т ь г о л о в н а с т а н ц і я охо­ л о д ж е н н я ( Г С О ) і р я д п р о м і ж н и х с т а н ц і й охолоджен­ ня ( С О ) . П р о м і ж н і і г о л о в н і С О в і д р і з н я ю т ь с я т і л ь к и витраче­ ною п о т у ж н і с т ю і х о л о д о п р о д у к т и в н і с т ю . Д л я о х о л о д ж е н ­ н я г а з у з а с т о с о в у ю т ь д в і системи — о д н о р і д н у ( з в и к о р и с 186

т а н н я м т і л ь к и А П О ) і н е о д н о р і д н у (із з а п р о в а д ж е н н я м холодильних м а ш и н ) , що п р а ц ю ю т ь п а р а л е л ь н о на виході г а з у з К С . У с и с т е м а х із х о л о д и л ь н и м и м а ш и н а м и вико­ ристовують поршневі аміачні або пропанові холодильні а г р е г а т и Д А О - 7 5 0 а б о АО-1200, г в и н т о в і а м і а ч н і компре­ с о р и ХВ-3400, т у р б о к о м п р е с о р н і а г р е г а т и А Т К А - 5 4 5 , газомотокомпресори 10ГКН або МК-8. Система

вентиляції

Д л я с т в о р е н н я б е з п е ч н и х у м о в п р а ц і всі в и р о б н и ч і п р и м і щ е н н я п о в и н н і п р о в і т р ю в а т и с ь , а т а к о ж м а т и венти­ ляційні пристрої. Вентиляція буває природна, механічна і змішана. Н а л ю д с ь к и й о р г а н і з м діє р я д ш к і д л и в и х ф а к т о р і в : н а д м і р н е т е п л о , н а д м і р н е в о л о г о в і д д і л е н н я , ш к і д л и в і виді­ л е н н я в ц е х а х т а інших о б ' є к т а х К Ц . Д л я людського організму теплове відчуття визначаєть­ с я с у к у п н о ю дією т е м п е р а т у р и , в і д н о с н о ї в о л о г и , швид­ кості п о в і т р я н а в к о л о т і л а . У в и р о б н и ч и х п р и м і щ е н н я х н а о р г а н і з м л ю д и н и д і ю т ь ф а к т о р и , п о в ' я з а н і з технологіч­ ним п р о ц е с о м , при я к о м у м о ж у т ь в и д і л я т и с я ш к і д л и в і домішки. Д ж е р е л о м виділення тепла в компресорних цехах є ГПА, сонячна радіація. Кількість тепла, яке виділяється, Д ж , можна визначити по формулі: 0^=8(50. Мф. У, де

860 — т е п л о в и й /Уф

еквівалент

(3.139)

роботи;

— номінальна потужність ГПА,

кВт.

К о е ф і ц і є н т Ч*" в и з н а ч а є т ь с я п о ф о р м у л і : ііг = Ч ' , + Ч ' 2 + Ч

г

з + Ч ' 4 , (3.140)

де У і — к о е ф і ц і є н т в и к о р и с т а н н я в с т а н о в л е н о ї п о т у ж н о с т і ( У , = 0,85); г Ч 2— к о е ф і ц і є н т з а в а н т а ж е н н я :

( 4 ^ = 0,85); Ч / 3 — коефіцієнт одночасності роботи: (Уз = 0,5-+1,0); 4%— коефіцієнт

асиміляції тепла повітрям:

(Ч'4=0,1-И,0). 167

У т е п л и й п е р і о д року, п о ч и н а ю ч и з 2 8 3 °К, необхідно в р а х о в у в а т и н а д х о д ж е н н я в п р и м і щ е н н я т е п л а з навко­ лишнього середовища. Д а н а кількість тепла в и з н а ч а є т ь с я по формулах: для з а с к л е н о ї п о в е р х н і (3.141) і д л я п о к р и т т я ( 3 . 1 4 2 ) :

Р

Ф заскл.' Ф покр. де

/^заскл.,

•

0 •К х тзаскл. * з

' заскл. =

у

Чпокр.

Р

^ п о к р . — відповідно 2

(3.141) (3.142)

огр.

поверхня

засклення

і

по­

верхня покриття, м ; 2 9 з а с о . — сонячна радіація через 1 м поверхні за­ с к л е н н я , я к а з а л е ж и т ь від ї ї о р і є н т а ц і ї п о с т о р о н а х світу (табличні д а н і ) ; < 7 п о к Р . — с о н я ч н а р а д і а ц і я ч е р е з п о к р и т т я , я к а зале­ ж и т ь від г е о г р а ф і ч н о ї ш и р о т и і т и п у в л а ш т у в а н н я по­ криття. П р и п л о с к о м у б е з г о р и щ н о м у покритті п р и й м а є т ь с я : Широта, град. 2

фіокр. Вт/м

35°

45°

55°

65°

23,3

21,0

17,4

14,0

П р и п о к р и т т і з г о р и щ е м д л я всіх ш и р о т : 2

<7П0Кр = 5 , 8 В т / м . /Сзаскл.— к о е ф і ц і є н т , я к и й з а л е ж и т ь від характеристи­ ки засклення (табл. 3.37). /Согр.— коефіцієнт теплопередачі покриття. Для

бетонних

перекрить

/С огр

=8.

Т е п л о в и д і л е н н я у з в ' я з к у з і н ф і л ь т р а ц і є ю п о в і т р я зви­ ч а й н о в и н и к а є влітку. У д а н о м у в и п а д к у кількість т е п л а визначають по формулі: <2 ,= < ? , . С (Т-Та), де

(3.143)

О, — к і л ь к і с т ь п о в і т р я , я к е і н ф і л ь т р у є т ь с я , к г / г о д ; С — питома теплоємність повітря, Д ж / к г • град.; Т 3 — т е м п е р а т у р а з о в н і ш н ь о г о п о в і т р я , °К; Т„ — т е м п е р а т у р а п о в і т р я в п р и м і щ е н н і , ° К К і л ь к і с т ь повітря, я к е і н ф і л ь т р у є т ь с я ч е р е з 1 м дов­ ж и н и щ і л и н и з а л е ж н о від ш в и д к о с т і вітру, н а в е д е н а в т а б л и ц і 3.38.

188

Сумарне надходження теп­ ла визначається: +

<ЗПОКР.

< ? І .

+

(3.144)

Характеристика

Визначення кількості га­ зів (парів), що виділяються через нещільності, виконуємо по формулі М. М. Репіна, кг/год: 0=*;,

У Х

м т

х

Таблиця

(3.145)

3.37

Характеристика засклення Л

засклення

заскл.

Подвійне засклення в одній рамі Одинарне засклення

1,15

Звичайне забруднення скла Сильне забруднення

0,80

Побілка скла

0,60

1,45

0,70

де К\ — коефіцієнт запасу, Засклення з матовим який приймається з а л е ж н о склом від стану апаратури (К\ = = 1-2); Зовнішнє зашторення Кі — коефіцієнт, який за­ вікон лежить від тиску г а з і в в апа­ ратурі (К2 = 0,121 — 0 , 3 7 ) ; 3 V — внутрішній о б ' є м апаратури, м ; М — молекулярна вага газу; Т — абсолютна температура газу в апараті, °К. Потрібна к і л ь к і с т ь повітря д л я видалення виділень в и з н а ч а є т ь с я :

0,40 0,25

шкідливих

(3.146)

Ь = де

Ь — н е о б х і д н и й повітрообмін; г — кількість ш к і д л и в о с т е й , які міщенні;

г г — д о п у с т и м и й вміст повітрі п р и м і щ е н н я ;

даного

г г = 0,0002 гх—вміст

даної

(приточного)

кг/м

шкідливості

виділяються виду

3

в

при­

шкідливостей

у

[7]

в

одиниці

зовнішнього

повітря. Таблиця

3.38

Кількість інфільтруючого повітря, кг/год Ш в и д к і с т ь вітру, м/с Перепльоти 3

4

5

до 1

2

Металеві одинарні з шириною щілини притвору — 1 мм

2,5

3,9

4,8

5,5

7,5

Дерев'яні одинарні з шириною щілини притвору — 1,5 мм

5,6

9,1

11,2

12,6

17,5

189

П о в і т р о о б м і н , к г / г о д , при умові в и д а л е н н я з примі­ щення надмірного тепла, визначається: *< =

г

,?"-т

^ *

У* вих.

\

3147)

•

<

' прит./

де ^„адм. — н а д м і р н е тепло, що в і д в о д и т ь с я з примі­ щення, Д ж ; С — п и т о м а теплоємність повітря, Д ж / к г • °К; Т*ш., Гприт.— в і д п о в і д н о т е м п е р а т у р и п о в і т р я , що ви­ х о д и т ь , і п р и т о ч н о г о п о в і т р я , °К. <2„адм

=

(3-148)

<33а-<3,кл.

Т е м п е р а т у р а п о в і т р я , що в и х о д и т ь із п р и м і щ е н н я , ви­ значається по формулі: Тея>=Ті>3.-(К+у)-(Н-2), де

(3.149)

Г р з — т е м п е р а т у р а в р о б о ч і й з о н і ( н а висоті 2 м від

п і д л о г и ) , °К; К — температурний градієнт (для гарячих цехів / ( = 1,0-^-2,0; д л я п р и м і щ е н ь н е в е л и к о ї висоти / ( = 0 , 2 ) ; Н — в е р т и к а л ь н а в і д с т а н ь в і д підлоги до с е р е д и н и в и т я ж н о г о отвору, м: Ф — коефіцієнт, який враховує вологість повітря (Ф = 0 , 5 - М , 0 ) . 1

=

с ^ * \ ' р.з.

де

Тр.з.

і

Т„Р.— в і д п о в і д н о

т 1

і

ЗЛ5

•

(

°)

пр.1

температура

в

робочій

зоні

і т е м п е р а т у р а п р и т о ч н о г о п о в і т р я , °КД л я в и з н а ч е н н я п о т р і б н о ї я к о с т і п о в і т р я н о г о середо­ в и щ а н е о б х і д н о з д і й с н и т и . в е н т и л я ц і ю п о в і т р я . В и б і р спо­ с о б у в е н т и л я ц і ї в и з н а ч а є т ь с я ' т е х н і к о - е к о н о м і ч н и м и роз­ рахунками. В о с н о в н о м у механічні в е н т и л я ц і й н і п р и с т р о ї с к л а д а ю ­ т ь с я з к о м п р е с о р і в і п о в і т р о в о д і в . Р о з р а х у н о к повітрово­ дів п о л я г а є у в и з н а ч е н н і р о з м і р і в п е р е р і з у і в т р а т т и с к у в них. В т р а т и т и с к у в п о в і т р о в о д і в и з н а ч а ю т ь с я по ф о р м у л і : Р

Х

={ Т

•

Е

2 Т

І

+

2

^ )

де К — к о е ф і ц і є н т о п о р у т е р т я ; / — д о в ж и н а п о в і т р о в о д у , м; 190

'

9,8

Па

'

(ЗЛ51)

(і — д і а м е т р п о в і т р о в о д у , м; а Ш — швидкість повітря, м /с; 3 V — об'ємна в а г а повітря, кг/м : 7=1,205

кг/м

3

при

Г = 293°К.

2 Е — сума коефіцієнтів місцевого опору.

Приклад 3.25 Виконати розрахунок вентиляції КД із газотурбінним п р и в о д о м ГТ-750-6 у кількості д в о х а г р е г а т і в п о т у ж н і с т ю Л/ = 6000 кВт кожний. Питома теплоємність повітря С = 1,005 к Д ж / к г « г р а д . В т р а т и т е п л а в н а в к о л и ш н є се­ 3 2 р е д о в и щ е п р и й м а є м о : @втр = 30,3 • 10 к Д ж рзаскл=80 м ; 2 Л ю к р = 7 2 м . Ш в и д к і с т ь вітру 3 м / с . П е р е п л ь о т и д е р е в ' я н і о д и н а р н і . Д о в ж и н а щілин 44,5 м . Г е о г р а ф і ч н а ш и р о т а 4 5 г р а д . Р о д о в и щ е В у к т и л ь с ь к е . 7р.3. = 3 0 3 ° К В и з н а ч а є м о з а г а л ь н у к і л ь к і с т ь т е п л а від а г р е г а т і в п о ф о р м у л і 3.140: V = 0,85 + 0,85 + 1,0 + 0,2 = 2,9; <2піа

= 860 • 12 000 • 2,9 • 4 , 1 8 6 8 = 1 2 5 , 3 • 10

3

кДж.

В и з н а ч а є м о т е п л о від с о н я ч н о ї р а д і а ц і ї п о ф о р м у л а х 3.142; 3.143; 3.144; 3.145; 3.149: <2заск. = 80

•

42,0

•

1,163

•

0,8 =

3126

Дж

= 3,1

кДж;

= 72 • 21 • 8 = 12096 Д ж = 1 2 , 1 к Д ж ;

<2,10кр

<2інф=500 .

1,005 -

(298 - 2 8 9 ) = 4 5 2 2 , 5 Д ж = 4,5 к Д ж ; 3

3

3

( ? с у и . = 125,3 • 10 + 0,0031 • 10 + 0,012 • 10 + 3

3

+ 0,0045 • 1 0 = 125,4 • 1 0 к Д ж ; 3

3


ща

3

кДж.

С е р е д н я м о л е к у л я р н а в а г а с у м і ш і г а з і в д а н о г о родови­ визначається по формулі: М

д е V,,

У2,

МГ|,Мг2,Жгп м

г

У„

середи.

—мольні

=

Ї750

концентрації

'

*•

'

компонентів,

%;

— м о л е к у л я р н і маси компонентів.

^_ 1200 + 264,6+171,6 + 104,4 + 461,8+120,4 _ оо о 'г середи.

'

'

191

Кількість газів,

що виділяються, визначається:

( 3 = 1 , 5 7 • 0 , 3 7 • 5 4 - у / - Ц і - = 8 , 8 кг/год, 3

д е 5 4 м — п р и б л и з н и й в н у т р і ш н і й о б ' є м ГТУ. В и з н а ч а є м о п о в і т р о о б м і н при в и д а л е н н і н а д л и ш к о в о г о тепла по формулі 3.148: Гвнх = 3 0 3 • 1 + 0 , 6 • ( 4 - 2 ) = 3 0 4 , 2 °К;' /

1

=

3 7 „ о „з 95,1 • 10 =?318 1,005 . (303 - 2 9 3 ) . 1,293

М

Потрібна кількість повітря д л я видалення виділень:

^--•ода=оПотрібна

= 4 4

0 0 0

^ шкідливих

"3/год-

кількість повітря: 3

£ з а г . = 7 3 1 8 + 4 4 0 0 0 = 5 1 5 4 2 м /год. Виходячи з розмірів приміщення К Ц , об'єм якого 3 с т а н о в и т ь К К ц = 4 5 2 0 м , в и з н а ч а є м о к р а т н і с т ь повітро­ збірника: к І*™. 51542 , . , 1 1 4 ^ = 1 Г Г = Т520- = ' -

П р и й м а є м о Кп

= 12.

Розрахунок Д і а м е т р повітроводу розмірним рядом:

повітроводів

підбираємо

за

рекомендованим

с і = 1 0 0 0 мм. Д о в ж и н а п о в і т р о в о д у ЗО м. 2 | = 3,5. П о в і т р о в і д м а є 4 вітки. Визначаємо 3 ці, м / с :

секундну

витрату

^=1г|1о9с

192

= 3

'

6

*-,.г

4 • 3600 '

повітря м3

/с;

в

одній

віт-

Фактична

ш в и д к і с т ь руху п о в і т р я : 4 • <7С . 2

па

Ц7=

4

'

3 6

'

,2 = 4 , 5 8 м / с .

3 , 1 4 - 1,0

'

Допускається швидкість до 10—12 м/с. В и з н а ч а є м о р е ж и м руху п о в і т р я однієї в і т к и : р р КЄ

_ Ш -

~

_

4,58-1,0

-

0,000015

В и з н а ч а є м о коефіцієнт ^ ° > де

є — відносна

3

_ опг

305

-

„оо 333

"

гідравлічного опору: (

Є +

Ж Г >

(3-153)

шорсткість е

=

Т

=

Т5о¥= ' 0

0

0

0

1

5

-

К — а б с о л ю т н а ш о р с т к і с т ь , мм ( п р и й м а є м о за таблич­ ними д а н и м и ) ; А-0,1 (0,00015+ ^ )

М 6

= 0 , 0 П .

В т р а т и т и с к у у п о в і т р о в о д і в и з н а ч а ю т ь с я по ф о р м у л і 3.152. р = ( р о п - 3 0 _ . 4 , 5 8 ^ 1,205 + _ ^ 5 8 І _ . з > 5 ) . 9 > 8 = - 7 8 , 4 П а . V '

1,0

2 » 9,8

2 - 9,8

'

/

За з н а ч е н н я м и п о т р і б н о ї кількості п о в і т р я і втра­ тах тиску підбираємо вентилятори відцентрові Ц4-70 № 16 у кількості д в о х ш т у к ( о д и н р е з е р в н и й ) продук­ 3 3 т и в н і с т ю і = 55,0 • 10 м / г о д із т и с к о м Р = 220 П а . О к р у ж н а ш в и д к і с т ь У = 25 м / с , со = 70 р а д / с .

3.12. І С Н У Ю Ч І М Е Т О Д И Д І А Г Н О С Т И К И МАГІСТРАЛЬНИХ

ТРУБОПРОВОДІВ

І К О Н Ц Е П Ц І Я її Р О З В И Т К У З г і д н о в и з н а ч е н н я , д а н о г о в Д С Т У 20911-80, під тех­ нічною д і а г н о с т и к о ю р о з у м і є т ь с я г а л у з ь з н а н ь , щ о дослі­ д ж у є технічний с т а н о б ' є к т і в д і а г н о с т у в а н н я і п р о я в и технічних с т а н і в , я к а р о з р о б л я є м е т о д и ї х в и з н а ч е н н я , 7

7—1120

193

а т а к о ж п р и н ц и п и побудови й о р г а н і з а ц і ю в и к о р и с т а н н я систем д і а г н о с т у в а н н я . Г о л о в н и м и з а в д а н н я м и т е х н і ч н о ї д і а г н о с т и к и є п о п е р е д ж е н н я , п о ш у к і л о к а л і з а ц і я аварій­ них с т а н і в е л е м е н т і в т р у б о п р о в і д н и х с и с т е м . Н а д і й н і с т ь р о б о т и г а з о п р о в о д і в з а л е ж и т ь н е т і л ь к и від кількості а в а р і й н и х с и т у а ц і й , а л е і від т о г о , як к о н с т р у к т и в н о й організаційно забезпечуються швидке знаходження і л о к а л і з а ц і я несправності, визначення причин їх появи і п р о г н о з у в а н н я ф а к т и ч н о г о с т а н у а г р е г а т і в , л і н і й н о ї час­ т и н и й о б л а д н а н н я як у п е р і о д н о р м а л ь н о ї е к с п л у а т а ц і ї , т а к і в аварійних ситуаціях. Д л я успішного вирішення з а в д а н ь , з в ' я з а н и х із п і д в и щ е н н я м надійності р о б о т и га­ зопроводів, необхідно розробляти і в п р о в а д ж у в а т и в п р а к т и к у нові з а с о б и т е х н і ч н о ї д і а г н о с т и к и , щ о д а ю т ь з м о г у в и з н а ч и т и с т а н е л е м е н т і в г а з о п р о в о д і в б е з розби­ р а н н я їх, ш л я х о м в и м і р ю в а н н я о б ' є к т и в н и х х а р а к т е р и с •тик (тиску, т е м п е р а т у р и , в і б р а ц і ї , н а п р у ж е н о г о с т а н у , ч а с т о т и о б е р т а н н я , п р о п у с к н о ї з д а т н о с т і т а і н . ) . Ц е до­ з в о л и т ь з н а ч н о з м е н ш и т и о б с я г робіт п о т е х н і ч н о м у об­ с л у г о в у в а н н ю і р е м о н т у о б л а д н а н н я та цілих технологіч­ них у с т а н о в о к . З а с т о с у в а н н я методів р е г у л я р н о ї д і а г н о с т и к и облад­ н а н н я д а є з м о г у з м е н ш и т и р о з х і д з а п а с н и х ч а с т и н , вар­ тості п р о м і ж н и х р е м о н т і в ( з а в д я к и т о ч н і ш о м у з н а н н ю технічного с т а н у о б ' є к т а і з б і л ь ш е н н ю м і ж р е м о н т н о г о п е р і о д у ) , р о з х і д п а л и в а , р о з м і р ф о н д у о п л а т и п р а ц і , змен­ шити робочий п а р к машин і технологічних установок (насосних агрегатів, компресорів та ін.). Д і а г н о с т у в а н н я в к л ю ч а є т р и п о с л і д о в н и х е т а п и : вимі­ р ю в а н н я , а н а л і з і п р и й н я т т я р і ш е н н я . Д і а г н о с т и к а тру­ бопровідних систем у даний ч а с м а є принципово в а ж л и в е з н а ч е н н я в з в ' я з к у з т и м , що в о н а с т а є г о л о в н и м джере­ лом інформації про її технічний стан та про ті процеси, що п р о х о д я т ь у ній — с т а н к о р о з і й н и х п о ш к о д ж е н ь , с т а н в і б р а ц і ї , н а я в н і с т ь т р і щ и н у к о н с т р у к ц і ї , інші д а н і . Р о л ь д і а г н о с т и к и б е з п е р е р в н о з р о с т а є у міру р о з р о б к и і впро­ в а д ж е н н я автоматизованих систем управління (АСУ) т р у б о п р о в і д н и м т р а н с п о р т о м . Х а р а к т е р н о ю р и с о ю діаг­ н о с т и ч н о г о п р о ц е с у є а н а л і з с т а н у т р у б о п р о в і д н о ї систе­ ми, що д а є з м о г у у т о ч н и т и і л о к а л і з у в а т и місце а в а р і ї чи о к р е м о ї д і л ь н и ц і ( е л е м е н т у ) системи, щ о з н а х о д я т ь с я в аварійному стані. Оцінка проміжного стану системи в різні м о м е н т и ч а с у д а є з м о г у в с т а н о в и т и , я к і п а р а м е т р и , щ о х а р а к т е р и з у ю т ь п р а ц е з д а т н і с т ь систем а б о о к р е м и х ї ї елементів, н а б л и ж а ю т ь с я до м е ж і допуску, визначити 194

д и н а м і к у ї х зміни, щ о в и к л и к а н і в б і л ь ш о с т і в и п а д к і в зносом або старінням, та звернути увагу на ті елементи, я к і н а й б і л ь ш е п і д д а л и с я т а к и м з м і н а м . Н а основі оцінки п р о м і ж н о г о т е х н і ч н о г о с т а н у т р у б о п р о в і д н о ї с и с т е м и про­ г н о з у є т ь с я д о в г о в і ч н і с т ь ї ї р о б о т и , в и з н а ч а ю т ь с я опти­ м а л ь н і с т р о к и ї ї р е м о н т у й о б с л у г о в у в а н н я . Ц е не об х і д но д л я визначення об'єму і структури ремонтних циклів та інтервалів між перевірками обладнання. Н а д і й н а робота трубопроводу, що включає лінійну ч а с т и н у , а г р е г а т и і в у з л и к о м п р е с о р н и х та г а з о р о з п о д і л ь ­ них с т а н ц і й , п о в и н н а з а б е з п е ч у в а т и с я н а всіх е т а п а х його створення: 1. На с т а д і ї п р о е к т у в а н н я , к о л и проходить, вибір к о н с т р у к ц і ї в у з л і в , систем, т р у б , а р м а т у р и й о б л а д н а н н я . 2. На с т а д і ї підготовки в и р о б н и ц т в а і б у д і в н и ц т в а трубопроводу, яка є найбільш відповідальною в процесі с т в о р е н н я т р у б о п р о в о д у . Н а цій с т а д і ї м а ю т ь б у т и вико­ н а н і р о б о т и п о к о н т р о л ю якості т р у б , д е ф е к т і в м о н т а ж у , з в а р ю в а н н я т а а н т и к о р о з і й н о ї і з о л я ц і ї , п о в и н н і бути одер­ ж а н і всі необхідні д а н і д л я м а й б у т н ь о ї о ц і н к и р е с у р с у трубопроводу. 3. В е л и к и й о б с я г роботи т р е б а в и к о н а т и під ч а с екс­ плуатації трубопроводів. З м і щ е н н я ґ р у н т і в , к о р о з і я м е т а л у т р у б , з м і н а темпера­ т у р и ґ р у н т у і продукту, що т р а н с п о р т у є т ь с я , « с т а р і н н я » м е т а л у т р у б і цілих в у з л і в — все це з н а ч н о в п л и в а є на працездатність труб, агрегатів, установок. Однією з н а й в а ж л и в і ш и х операцій на цьому етапі п о в и н н а бути о ц і н к а з а л и ш к о в о г о р е с у р с у т р у б л і н і й н о ї ч а с т и н и , о к р е м и х в у з л і в і а г р е г а т і в на т р у б о п р о в о д і . 4 . В е л и к е з н а ч е н н я д л я з а б е з п е ч е н н я н а д і й н о с т і тру­ бопроводу має якість виконання ремонтно-відновлювальних робіт ( т е х н о л о г і я м о н т а ж у , я к і с т ь з в а р ю в а н н я т а і з о л я ц і й н о г о п о к р и т т я , т е х н о л о г і я з а с и п к и відремонто­ ваної дільниці та ін.). 5 . К і н ц е в о ю ч а с т и н о ю системи з а б е з п е ч е н н я б е з п е ч н о ї експлуатації трубопровідного транспорту повинна бути а в т о м а т и ч н а с и с т е м а в и я в л е н н я і п о п е р е д ж е н н я аварій­ них с и т у а ц і й . З а в д а н н я цієї с и с т е м и — с в о є ч а с н о в и я в и т и а в а р і й н о - н е б е з п е ч н у д і л ь н и ц ю , в и з н а ч и т и с т у п і н ь небезпе­ ки ситуації, що склалася, дати можливість перекрити аварійну дільницю, забезпечити подачу продукту по інших дільницях на час ліквідації аварійної ситуації. Поняття діагностика і дефектоскопія трубопроводу є р і з н и м з а с в о є ю с у т т ю . Д е ф е к т о с к о п і я тільки з н а х о д и т ь 7*

195

д е ф е к т и , а під д і а г н о с т и к о ю р о з у м і ю т ь оцінку із з а д а н о ю в е л и ч и н о ю ймовірності с т а н у к о н с т р у к ц і ї ( о б ' є к т а ) з а основними ознаками, що характеризують можливість її функціонування (експлуатації). А.

Напрями

в

діагностиці

Н а д а н и й ч а с с к л а л и с я і н е з а л е ж н о о д н а від о д н і є ї р о з в и в а ю т ь с я д в а н а п р я м и технічної д і а г н о с т и к и : п е р ш и й н а п р я м — за н е п р я м и м и ( п о б і ч н и м и ) озна­ ками; другий напрям — діагностика прямими методами. У першому випадку рішення про стан трубопроводу п р и й м а є т ь с я г р у п о ю експертів з а д е я к и м и п о б і ч н и м и оз­ н а к а м и , о т р и м а н и м и в процесі й о г о е к с п л у а т а ц і ї : — з м е н ш е н н я т о в щ и н и стінки т р у б ; — відсутність або негативний вплив катодної поляризації; — стан ізоляційного покриття і величина корозійних пошкоджень металу труб; — з м і щ е н н я ґ р у н т і в і з м і н а геометрії т р у б и ; — с т а б і л ь н і с т ь т и с к у в т р у б о п р о в о д і та інші х а р а к т е ­ ристики, к о ж н а з яких або їх сукупність не д а ю т ь змоги п р и й н я т и р і ш е н н я про с т а н т р у б о п р о в о д у . П р и цьому рішення приймається групою експертів із певним ступенем достовірності і вона буде невисокою, в с е р е д н ь о м у на рівні 5-=-10 %. У д р у г о м у в и п а д к у о ц і н к а с т а н у т р у б о п р о в о д у викону­ є т ь с я н а основі а н а л і з у й о б р о б к и н а я в н о ї і н ф о р м а ц і ї з д і ю ч о г о о б ' є к т а , я к а д о з в о л я є п р и й м а т и р і ш е н н я , вико­ р и с т о в у ю ч и м а т е м а т и ч н і і ф і з и ч н і моделі, що о ц і н ю ю т ь п р а ц е з д а т н і с т ь т р у б о п р о в о д у . Д о т а к и х м о д е л е й відно­ сяться: — з а г а л ь н і теорії м и т т є в о ї міцності, куди в х о д я т ь д а н і п р о н а п р у ж е н и й с т а н ( д е ф о р м о в а н и й ) д і л ь н и ц і трубопро­ воду, х а р а к т е р и с т и к а його геометрії т а м а т е р і а л у с т а л і труб; — моделі механіки руйнування, що п е р е д б а ч а ю т ь необхідність в и м і р ю в а н н я н а п р у ж е н о г о с т а н у т р у б у м і с ц я х д е ф е к т і в , к о н ф і г у р а ц і ї д е ф е к т і в і їх о р і є н т а ц і ї , з н а н н я м е х а н і ч н и х х а р а к т е р и с т и к м а т е р і а л у п о б л и з у де­ фекту; — м о д е л і к в а н т о в о ї м е х а н і к и р у й н у в а н н я , коли інтег­ р а л ь н і о з н а к и у т в о р е н н я о с е р е д к і в р у й н у в а н н я і їх розви­ т о к ( н а п р и к л а д , п р у ж н і хвилі д е ф о р м а ц і й , щ о в і д п о в і д а 196

ю т ь р у й н у в а н н ю ) м о ж у т ь бути з а ф і к с о в а н і і р о з ш и ф ­ ровані. Т о ч н і с т ь оцінки с т а н у т р у б о п р о в о д у в н а в е д е н и х д в о х в и п а д к а х ( м о д е л я х ) н а б а г а т о в и щ а , а л е і тут в о н а н е перевищить 80—85 %. Б.

Способи отримання інформації для діагностики трубопроводу

У трубопровідному транспорті є д в а основних способи отримання інформації для діагностики. а ) в н у т р і ш н і й , к о л и в с е р е д и н і т р у б о п р о в о д у пропуска­ ю т ь с я с п е ц і а л ь н і у с т а н о в к и ( л а й н а л о г и ) , я к і м а ю т ь відпо­ відну в и м і р ю в а л ь н у а п а р а т у р у і я к і в и д а ю т ь необхідну і н ф о р м а ц і ю д л я с п р а ц ю в а н н я тієї ч и і н ш о ї моделі, щ о описує процес руйнування матеріалу труби; але, на ж а л ь , у д а н и й ч а с на цих у с т а н о в к а х н е м а є п р и л а д і в , які б давали можливість приймати рішення, використовуючи м е т о д и п р я м о г о д і а г н о с т у в а н н я . П р и т а к о м у способі най­ більш надійно виконується вимірювання лише товщини стінки т р у б — в а ж л и в о г о , а л е н е д о с т а т н ь о г о п а р а м е т р у д л я п р и й н я т т я п р я м о г о р і ш е н н я про с т а н т р у б о п р о в о д у . У майбутньому планується вимірювання відхилення осі т р у б о п р о в о д у від п р о е к т н о г о п о л о ж е н н я , щ о д а с т ь після перерозрахунку значення діючого в трубі напружен­ н я . Але ц і р о з р а х у н к и б у д у т ь н е т о ч н и м и , т а к я к і з ч а с о м у трубопроводі протікають релаксаційні процеси, через що дані розрахунку м о ж у т ь бути нереальними. Необхідні п р я м і м е т о д и в и м і р ю в а н н я н а п р у ж е н н я . П л а н у є т ь с я осна­ щення таких установок (лайналогів) апаратурою для в и м і р ю в а н н я н а я в н о с т і і р о з м і р і в т р і щ и н . Н е в е л и к и й до­ свід з а с т о с у в а н н я т а к о г о с п о с о б у д і а г н о с т у в а н н я в Р о с і ї , Англії, Н і м е ч ч и н і , К а н а д і п о к а з а в , щ о ч у т л и в і с т ь його щ е н е д о с т а т н я д л я п о в н о ц і н н о ї оцінки р е а л ь н о г о с т а н у тру­ б о п р о в о д у і п р о г н о з у в а н н я н а д і й н о с т і його ф у н к ц і о н у в а н ­ н я . В н у т р і ш н і й спосіб д і а г н о с т и к и м а є т а к і н е д о л і к и : — в е л и к а в а р т і с т ь д і а г н о с т у в а н н я ( 2 - ^ 3 тис. д о л а р і в США за 1 к м ) ; — спосіб н е п р и д а т н и й д л я д і а г н о с т у в а н н я трубопрово­ дів м а л и х д і а м е т р і в ( м е н ш е 4 0 0 м м ) і т р у б о п р о в о д і в , щ о п о б у д о в а н і з а н о р м а м и п р о е к т у в а н н я д о 1970 року, я к і н е о б л а д н а н і с п е ц і а л ь н и м и в у з л а м и пуску і п р и й о м у о ч и с н и х пристроїв; — на п е р і о д п р о п у с к у л а й н о л о г а н е о б х і д н о о б м е ж у в а ­ ти ( з м е н ш у в а т и ) обсяг т р а н с п о р т у в а н н я продукту, т а к як 197

м а к с и м а л ь н о д о з в о л е н а ш в и д к і с т ь його руху п о трубопро­ в о д у не п о в и н н а п е р е в и щ у в а т и 4 м / с е к ; б ) з о в н і ш н і й спосіб, при я к о м у о б л а д н а н н я п р а ц ю є у сприятливіших умовах, ніж внутрішньотрубне. Але за цим с п о с о б о м в а ж к о п р о в о д и т и в и м і р ю в а н н я н а п і д з е м н и х д і л ь н и ц я х т р у б о п р о в о д і в . В о к р е м и х в и п а д к а х , при спеці­ альному розкопуванні невеликих дільниць трубопроводу, цей спосіб м о ж е з а с т о с о в у в а т и с ь і д л я п і д з е м н и х тру­ бопроводів. П р и ц ь о м у способі д і а г н о с т и к и м о ж у т ь б у т и викори­ стані набори приладів або апаратури д л я виконання п р я м и х в и м і р ю в а н ь . Сюди в і д н о с я т ь с я п р и л а д и д л я вимі­ р ю в а н н я н а п р у ж е н о г о с т а н у ( м а г н і т н і н а основі е ф е к т у Б а р к г а у з е н а , у л ь т р а з в у к у ) , а п а р а т у р а д л я в и я в л е н н я де­ фектів (акустико-емісійна, ультразвукова, рентгенівська), а п а р а т у р а д л я оцінки с т а н у о б ' є к т а ( а к у с т и к о - е м і с і й н а ) . Н а й б і л ь ш г о т о в о ю д л я з а с т о с у в а н н я при технічній діаг­ ностиці т р у б о п р о в о д і в є а п а р а т у р а а к у с т и ч н о ї емісії ( А Е ) , хоч методи її з а с т о с у в а н н я с к л а д н і і в и м а г а ю т ь к в а л і ф і к о в а н о г о підходу. А л е т а к а а п а р а т у р а виготовля­ є т ь с я серійно д л я б у д ь - я к и х умов е к с п л у а т а ц і ї , і в о н а проходить опрацювання на реальних газонафтоїіроводах. М е т о д а к у с т и ч н о ї емісії ( А Е ) о с н о в у є т ь с я н а а н а л і з і пружних акустичних хвиль, що генеруються матеріалом у п р о ц е с і д е ф о р м у в а н н я і р у й н у в а н н я . А к т и в н і досліджен­ ня процесів д е ф о р м у в а н н я , п о ш к о д ж е н н я і руйнування матеріалів цим методом ведуться з другої половини XX с т о л і т т я , що п о в ' я з а н о з п о я в о ю і ш в и д к и м р о з в и т к о м н е р у й н і в н и х методів к о н т р о л ю і д і а г н о с т и к и , від я к и х м е т о д А Е в и г і д н о в і д р і з н я є т ь с я відсутністю з о в н і ш н ь о г о д ж е р е л а з б у д ж е н н я , оскільки д ж е р е л а А Е з н а х о д я т ь с я в самому матеріалі. Д л я виконання вимірювань методом АЕ на дільниці т р у б о п р о в о д у з метою п р и й н я т т я р і ш е н н я п р о м о ж л и в і с т ь д а л ь ш о ї е к с п л у а т а ц і ї його в І Е З ім. П а т о н а Н А Н У к р а ї н и р о з р о б л е н о і в и г о т о в л е н о 1 2 - к а н а л ь н у апа­ р а т у р у Е М А , що м о н т у є т ь с я в м і к р о а в т о б у с і та скла­ дається з: — 8-канальної апаратури, яка п р и й м а є інформа­ цію А Е ; — 4-канальної апаратури, що д а є змогу отримувати і н ф о р м а ц і ю про зміни в н у т р і ш н ь о г о тиску, т е м п е р а т у р и , н а п р у ж е н н я в м а т е р і а л і к о н с т р у к ц і ї , м е х а н і ч н і властиво­ сті м а т е р і а л у в момент п р о в е д е н н я в и м і р ю в а н ь ; — перетворювачів сигналів АЕ. 198

О б л а д н а н н я і методика випробувань атестовані Д е р ж комітетом У к р а ї н и по с т а н д а р т и з а ц і ї , м е т р о л о г і ї і серти­ ф і к а ц і ї , п о г о д ж е н і з К омі те то м п о н а г л я д у з а о х о р о н о ю праці України. І н ш і методи п р я м о ї о ц і н к и — т е х н і ч н о ї д і а г н о с т и к и т р у б в и м а г а ю т ь р о з р о б к и с п е ц і а л ь н и х п р и л а д і в і осна­ щ е н н я . Д л я д е я к и х і з них, н а п р и к л а д т а к и х , я к визначен­ н я м е х а н і ч н и х в л а с т и в о с т е й м а т е р і а л у т р у б без руйнуван­ ня, в д а н и й ч а с н е м а є п р о п о з и ц і й на р о з р о б к у . У м а й б у т н ь о м у перед ученими й і н ж е н е р а м и поставле­ но з а в д а н н я розробки та вдосконалення вимірювальних систем, п р и л а д і в і о б л а д н а н н я : — д л я внутрішньотрубних снарядів, які б п р а ц ю в а л и у безперервному і кроковому режимах; — з о в н і ш н і х н о с і ї в — у с т а н о в л е н и х на в е р т о л ь о т а х , всюдиходах, супутниках. В п р о в а д ж е н н я т а к о г о о б л а д н а н н я і систем п о в и н н о проходити в три етапи: Е т а п 1. На ц ь о м у етапі п о в и н н і бути с т в о р е н і мобільні п е р е с у в н і л а б о р а т о р і ї д л я ро б от и в п о л ь о в и х у м о в а х , с т в о р е н і д і а г н о с т и ч н і центри т а с л у ж б и н а п і д п р и є м с т в а х трубопровідного транспорту і навчені кадри. Е т а п 2 . Н а д р у г о м у е т а п і н а основі д о с в і д у р о б о т и п е р е с у в н и х л а б о р а т о р і й необхідно с т в о р и т и умови д л я п е р е х о д у д о с т а ц і о н а р н о з м о н т о в а н и х систем д і а г н о с т и к и т р у б о п р о в о д і в . П р и ц ь о м у повинні б у т и с т в о р е н і експери­ м е н т а л ь н і д і л ь н и ц і с т а ц і о н а р н о к о н т р о л ь о в а н и х трубопро­ водів ( д о в ж и н о ю п о 4 0 4 - 5 0 км, 2 ч - 3 д і л ь н и ц і ) . І н ф о р м а ц і я від п р и л а д і в - с и г н а л і з а т о р і в п о в и н н а п е р е д а в а т и с я по ра­ діоканалу до систем переробки інформації. Е к с п л у а т а ц і я т а к и х систем д а с т ь з м о г у р о з ш и р и т и к і л ь к і с т ь і протяж­ ність д о с л і д н и х д і л ь н и ц ь , п і д г о т у в а т и перехід на стаціо­ нарне слідкування через супутники зв'язку. Е т а п 3 . Н а ц ь о м у етапі з н а ч е н н я п р о м і ж н и х с и с т е м контролю буде поступово зростати за рахунок ста­ ц і о н а р н о ї с у п у т н и к о в о ї системи, щ о в с т у п и т ь у д і ю . Т а к а система утворить автоматичну м і ж д е р ж а в н у експлуата­ ційно-контрольну систему з місцевими диспетчерськими п у н к т а м и , щ о будуть з а б е з п е ч у в а т и т р а н с п о р т у в а н н я про­ дуктів, р е м о н т д е ф е к т н и х і а в а р і й н о н е б е з п е ч н и х д і л ь н и ц ь . В а р т і с т ь робіт п о технічній д і а г н о с т и ц і трубопровідно­ го т р а н с п о р т у м о ж е д о с я г а т и від 40 до 80 % в а р т о с т і робіт на його б у д і в н и ц т в о з а л е ж н о від с к л а д н о с т і сис­ теми.

199

ЛІТЕРА

ТУРА

1. Инструкция по освидетельствованию, отбраковке и ре­ монту труб в процессе зксплуатации и капитального ремонта Л Ч М Г . — М . : ВНИИГАЗ, 1991. 2. Дубинский Н. М. Автоматические газорегулирующие сис­ т е м и . — К.: Техніка, 1976. 3. Нормьі времени на обслуживание и ремонт линейной части М Г . — М.: ВНИИЗГазпром, 1988. 4. Норми расхода паст (смазок) для гидросистем запорньїх кранов импортного и отечественного производства.— М.: Мингазпром, 1987. 5. Справочник для оценочньїх гидравлических расчетов магистральньїх газопроводов.— К-: Союзгазпроект, 1985. 6. Волков М. М. и др. Справочник работника газовой промьішленности.— М.: Недра, 1989. 7. Шишко Г. Г., Енин П. М. Учет расхода г а з а . — К.: Уро­ жай, 1993. 8. Степанов О. А., Иванов В. А. Охлаждение газа и масла на компрессорньїх станциях.— Л . : Недра, 1982. 9. Агаркин В. М., Борисов С. Н., Кривошеин Б. Л. Справочное руководство по расчетам трубопроводов.— М.: Недра, 1987. 10. ОНТП-51-1-85."

-

11. Ионин Д. А., Яковлев Е. И. Современньїе методи диагностики магистральньїх газопроводов.— Л . : Недра, 1987. 12. Техническая диагностика и неразрушающий контроль.— 1 9 9 2 . — № 3. 13. Техническая диагностика и неразрушающий контроль.— 1 9 9 4 . — № 4.

Р о з д і л

4.

РОЗПОДІЛ

ГАЗУ

4.1. ГАЗОРОЗПОДІЛЬНІ СТАНЦІЇ МАГІСТРАЛЬНИХ

ГАЗОПРОВОДІВ

Призначення

й

основні

вузли

ГРС

Газорозподільні станції ( Г Р С ) призначені д л я подачі газу населеним пунктам, промисловим підприємствам із з а д а н и м т и с к о м і необхідним с т у п е н е м о ч и щ е н н я й одоризації. Н а Г Р С в и с о к и й т и с к г а з у з н и ж у є т ь с я , і він і з т и с к о м 0,3, 0,6 а б о 1,2 М П а н а д х о д и т ь у р о з п о д і л ь н і м е р е ж і та г а з о р о з п о д і л ь н і пункти с п о ж и в а ч і в . Основні вузли Г Р С : вузол переключення, очищення, підігріву, р е д у к у в а н н я , обліку й о д о р и з а ц і ї г а з у . Д о п о м і ж н і вузли Г Р С : б у д и н о к Г Р С а б о ш а ф н і б л о к и , о п а л е н н я й в е н т и л я ц і я , е л е к т р о у с т а т к у в а н н я , з а х и с т від блискавки і пристрої електрохімзахисту, засоби з в ' я з к у з диспетчером УМГ. Т е н д е н ц і я р о з в и т к у Г Р С п о л я г а є у в и к о р и с т а н н і авто­ м а т и з о в а н и х блочно-комплектних ( Б К ) модулів. Т е х н і ч н а х а р а к т е р и с т и к а Б К Г Р С н а в е д е н а в таб­ лиці 4 . 0 1 . П р и н ц и п о в а схема Б К а в т о м а т и з о в а н о ї Г Р С наведена на р и с . 4 . 0 1 . В у з о л п е р е к л ю ч е н н я містить вхідний і вихідний тру­ б о п р о в о д и із з а п і р н о ю а р м а т у р о ю і з р у ч н и м та п н е в м о г і д роприводом. Передбачається байпас із двома кранами: п е р ш и й по ходу — з п н е в м о п р и в о д о м , д р у г и й — із руч­ ним. П р и а в а р і й н о м у відключенні Г Р С і н е м о ж л и в о с т і в і д к л ю ч е н н я с п о ж и в а ч а г а з п о д а ю т ь п о о б в о д н і й лінії з ручним р е д у к у в а н н я м тиску ( к о р о т к о ч а с н о ) . С х е м у в у з л а п е р е к л ю ч е н н я п о д а н о н а р и с . 4.02. Д л я з а х и с т у р о з п о д і л ь н и х м е р е ж від п і д в и щ е н н я т и с к у на вихідному трубопроводі встановлюють по д в а запобіж­ них к л а п а н и типу П П К , С П П К , н а с т р о є н и х н а т и с к с п р а ц ь о в у в а н н я , що не п е р е в и щ у є 10 % н о м і н а л ь н о г о в и х і д н о г о тиску. 20?

Таблиця

4.01

Технічна характеристика блочних автоматизованих ГРС № п/п

П о к а з н и к и ( т и п ГРС)

Енергія-1

Енергія-З

1

2

3

на вході на виході

1

2

3

БК-ГРС1-30

БК-ГРС1-80

БК-ГРС1-150

БК-ГРС11-70

БК-ГРС11-120

БК-ГРС11-160

Ташкент-І

Ташкснт-2

4

5

б

7

8

9

10

11

12

1,2*7,5

1,2+7,5

1,2+7,5

1,2+7,5

1,2+7,5

1,2+7,5

1,2+7,5

1,2+7,5

1,2+7,5

1,2+7,5

0,3*1,2

0,3+1,2

0,3+1,2

0,3+1,2

0,3+1,2

0,3+1,2

0,3+1,2

0,3+1,2

0,3+1,2

0,3+1,2

при Ртх.- 0 3 МПа

10 000

2750

30 000

70 000

100 000

60 000

105 000

170 000

10 000

3000

при Рвих.= - 1 , 2 МПа

38 000

11 000

66 000

154 000

220 000

132 000

231 000

374 000

38 000

11 000

Рви*. < 0,6 МПа

±10

±10

±10

±10

±10

±10

±10

±10

±10

±10

Ріт. > 0,6 МПа

± 5

± 5

± 5

± 5

± 5

± 5

± 5

± 5

± 5

± 5

Тиск газу, МПа

Продуктивність, м /год

Похибка регулювання,

%

Продовження

1

2

3

4

і

б

7

8

9

10

п

табл.4.01

12

4

Температура навколишнього повітря, °К

233—333 233—333 2 3 3 - 3 3 3 233—333 233—333 233—333 233—333 233—333 233—333 233—333

5

Температура газу на вході, °К

263—293 263—293 263—293 263—293 263—293 263—293 263—293 263—293 263—293 263—293

6

Температура нагріву газу в підігрівачі при максимальній витраті, "К (мін.)

278

278

278

278

7

Витрата паливного газу на підігрівам 3 м /год

31,0

31,0

140,0

140,0

278

27.8

278

280,0

280,0

278

278

278

31,0

31,0

П р и м і т к и : Блочні ГРС із двома виходами на споживача утворюються шляхом установки на спільній площадці двох блочних ГРС із одним виходом. Блочні ГРС БК-І-І'РС-70; БК-ГРС-1-120; БК-ГРС-1-80; БК-ГРС-1-150 можуть виготовлятися ю оз

з двома (по 4 нитки редукування, тобто по 2 основні нитки і по 2 резервні).

2

З

5 6

Рис. 4.01. Принципова схема блочної автоматизованої газо­ розподільної станції. / — змійовик,

2 — с и с т е м а з а х и с т у , З— ф і л ь т р , 4—регулятор т и с к у , томір. 6 — о д о р и з а т о р універсальний, 7 — байпас

5 — витра­

До бита

Пра

^ І Ш

місцю І

Ш

Ш

Рис. 4.02. Схема

вузла

переключення

На автоматизованих Г Р С типу «Енергія» виробництва Фастівського заводу ГГУ (Київська область), Б К - Г Р С в и р о б н и ц т в а Д р о г о б и ц ь к о г о м е х а н і ч н о г о з а в о д у (Львів­ с ь к а о б л а с т ь ) д л я о ч и щ е н н я г а з у з а с т о с о в у ю т ь мультиц и к л о н н і а п а р а т и відповідної п р о д у к т и в н о с т і . Характеристики масляних і циклонних пиловловлюва­ чів п о д а н о в р о з д і л і I I . 204

Вузол запобігання гідратоутворення призначений д л я з а п о б і г а н н я о б м е р з а н н я а р м а т у р и й у т в о р е н н я кристало­ гідратів у газопровідних комунікаціях і арматурі. З а х о д а м и запобігання гідратоутворення можуть бути: — з а г а л ь н и й а б о ч а с т к о в и й підігрів г а з у ; — м і с ц е в и й обігрів к о р п у с і в р е г у л я т о р і в т и с к у ; — введення метанолу в комунікації Г Р С . Підігрів п о в и н е н з а б е з п е ч и т и т е м п е р а т у р у г а з у в и щ е т е м п е р а т у р и то ч к и роси на 5-ї-7 °КД о ц і л ь н о з а с т о с о в у в а т и з а г а л ь н и й підігрів г а з у н а 3 Г Р С із продуктивністю до 70 тис. м /годину. У з в ' я з к у з т и м , що при е к с п л у а т а ц і ї б л о к і в підігріву г а з у П Г А - 5 і П Г А - 1 0 у всіх к р а ї н а х С Н Д м а л а м і с ц е в е л и к а кількість а в а р і й н и х с и т у а ц і й ч е р е з вихід і з л а д у з м і й о в и к і в ( р о з р и в и з м і й о в и к і в ч е р е з п е р е г р і в а н н я внаслі­ д о к з м е н ш е н н я в и т р а т и г а з у ) , т е п е р з а м і с т ь них застосо­ в у ю т ь с я підігрівачі г а з у т и п у П Г - 3 і П Г - 1 0 к о н с т р у к ц і ї Ф а с т і в с ь к о г о з а в о д у ГГУ. С х е м у п і д і г р і в а ч а П Г - 1 0 п о д а н о н а р и с . 4.03. Т е х н і ч н а х а р а к т е р и с т и к а підігрівача н а в е д е н а в табли­ ці 4.02. 3 Н а Г Р С і з п р о д у к т и в н і с т ю б і л ь ш е 7 0 т и с . м / г о д еко­ номічно в и г і д н і ш е в и к о р и с т о в у в а т и м і с ц е в и й підігрів кор­ пусів р е г у л я т о р і в т и с к у ( р и с . 4 . 0 4 ) .

Вузол редукування

газу з н и ж у є високий тиск г а з у

і підтримує заданий тиск. К і л ь к і с т ь р о б о ч и х і р е з е р в н и х н и т о к р е д у к у в а н н я рег­ л а м е н т о в а н о з г і д н о ( 1 ) . У в у з л а х р е д у к у в а н н я застосову­ ють регулюючу а р м а т у р у на умовний тиск до 8 М П а : — к л а п а н и регулюючі н е п р я м о ї дії типу 2 5 С 4 8 Н Ж ; — р е г у л я т о р и т и с к у п р я м о ї дії типу Р Д - 6 4 , Р Д У . Н а Г Р С ч а с т і ш е з а с т о с о в у ю т ь к л а п а н и в е л и к о ї про­ д у к т и в н о с т і , т о м у щ о вони д а ю т ь з м о г у ш в и д к о з м і н ю в а т и р е г у л ь о в а н и й тиск на в и х о д і к л а п а н а і м а ю т ь б і л ь ш и й вибір т и п о р о з м і р і в ( 2 ) . Р е г у л я т о р и т и с к у т и п у Р Д - 6 4 п р я м о ї дії п р о с т і ш і в е к с п л у а т а ц і ї , н а д і й н і ш і в роботі ( д и в . р и с . 4 . 0 5 ) . Р е г у л я т о р т и с к у п р я м о ї дії — ц е дро­ с е л ь н и й п р и с т р і й , я к и й п р и в о д и т ь с я в рух м е м б р а н о ю , що з н а х о д и т ь с я під дією р е г у л ь о в а н о г о т и с к у . Р е г у л я т о р с к л а д а є т ь с я з р е г у л ю ю ч о г о о р г а н у і мемб­ ранно-виконавчого механізму ( М В М ) . Регулюючий орган с к л а д а є т ь с я з д в о х сідел, з а к р і п л е н и х у к о р п у с і регулято­ ра, і золотника. У надмембранній камері регулятора редуктором типу ВР-1 у т в о р ю є т ь с я постійний т и с к з а в д а н н я , я к и й д о р і в 205

Рис. 4.03. Підігрівач ПГ—10. / корпус, 2 тешіогеяератор, 3 блок пальників, 4 - теплообмінник, 5 - т р у б а відхідних газів, 6 — роздільна камера. 7 — ш а ф а управління, в — б л о к газової обв'язки, 9 — блок газорегулюючий, 10 — люк запобіжний, // — с е р г а . 12. ІЗ с в і ч к а . 14— в с т а в к а

Таблиця

4.02

Технічна характеристика підігрівачів газу Тип

№

Показники

п/п

ПГ-ІО

пг-з

1

Тиск газу на вході в підігрівам, МПа, не більше

7,35

7,35

2

Температура газу на вході в підігрівач, °К, не нижче

258

258

3

Номінальна продуктивність по газу при послі­ 3 довному з'єднанні теплообмінників, нм /год

10 000

3000

4

Максимальна температура газу на виході з піді­ грівача при номінальній продуктивності, °К

308

308

5

Пропускна здатність підігрівача при паралель­ ному з'єднанні теплообмінників і температурі 3 газу на виході 288 °К, нм /год

25 000

7500

6

Номінальна витрата газу на блок пальників, 3 нм /год

41

15

7

Номінальний тиск газу перед блоком пальни­ ків, кПа

78,5

30-120

8

ККД підігрівача, %, не менше

80

80

9

Розрідження в камері горіння підігрівача, Па, не менше

8

8

10

Вміст окису вуглецю в продуктах згоряння у вихідному перерізі камери згоряння підігрівача, %, не більше

0,05

0,05

11

Температура поверхонь підігрівача, доступних при обслуговуванні, °К, не більше

318

318

12

Рівень звуку при роботі підігрівача, дБа, не більше

80

60

13

Номінальна споживана електрична потужність, ВА, не більше

200

200

14

Маса (без теплоносія), кг, не більше

4950

3000

15

Габаритні розміри, мм: довжина ширина висота (без димової труби)

5375 1610 2450

4300 1800 2500

368

368

16

нює

Температура розчину ДЕГ при роботі, "К

величині

редукуючої

заданого

лінії.

Якщо

регульованого тиск

на

виході

тиску

на

виході

регулятора

стає

м е н ш и м в і д з а д а н о г о , т о с и л а , щ о діє н а м е м б р а н у з в е р х у , буде

більшою

за

силу,

що

діє

на

мембрану

знизу,—

і з о л о т н и к п е р е м і щ а є т ь с я в н и з . П р о х і д н и й п е р е р і з регуля­ тора

при

цьому

збільшується,

відновлюється до заданого

і

тиск

на

виході

знову

значення. 207

Таблиця

4.03

Технічна характеристика основних типів регуляторів тиску на Ру-6,4 МПа Показники

РД-50-64

РД-80-64

РД-100-64

РД-150-64

ВТК-62001025

ВТК-62001-

ВТК-62001-

ВТК-62001-

050

100

150

1

Умовний діаметр, мм

50

80

100

150

25

50

100

2

Тиск, МПА: умовний

6,4

6,4

6,4

6,4

6,4

6,4

робочий

5,5

5,5

5,5

5,5

5,5

3

Коефіцієнт пропускної здатності

22

66

110

314

4

Діапазон регулюван­ ня, МПа

0,3+ 1,6

0,3+ 1,6

0,3+ 1,6

5

Температу­ ра навко­ лишнього повітря, °К

243— 323

243— 323

243— 323

№ п/п

8

РДУ-50

РДУ-80

РДУ-100

150

50

80

100

6,4

6,4

6,4

6,4

6,4

5,5

5,5

5,5

5,5

5,5

5,5

63

100

200

400

50

100

200

0,3+ 1,6

0,3+ 1,6

0,3+ 1,6

0,3+ 1,6

0,3+ 1,6

0,3+ 1,6

0,3+ 1,6

0,3+ 1,6

243— 323

230— 323

230— 323

230— 323

230— 323

233— 323

233— 323

233— 323

о

Таблиця

4.03

Технічна характеристика основних типів регуляторів тиску на Ру-6,4 МПа №

Показники

РД-50-64

РД-80-64

РД-100-64

РД-150-64

ВТК-62001025

ВТК-62001050

ВТК-62001100

ВТК-62001150

РДУ-50

РДУ-80

РДУ-100

1

Умовний діаметр, мм

50

80

100

150

25

50

100

150

50

80

100

2

Тиск, МПА: умовний

6,4

6,4

6,4

6,4

6,4

6,4

6,4

6,4

6,4

6,4

6,4

робочий

5,5

5,5

5,5

5,5

5,5

5,5

5,5

5,5

5,5

5,5

5,5

3

Коефіцієнт пропускної здатності

22

66

110

314

63

100

200

400

50

100

200

4

Діапазон регулюван­ ня, МПа

0,3+ 1,6

0,3+ 1,6

0,3+ 1,6

0,3+ 1,6

0,3+ 1,6

0,3+ 1,6

0,3+ 1,6

0,3+ 1,6

0,3+ 1,6

0,3+ 1,6

0,3+ 1,6

5

Температу­ ра навко­ лишнього повітря, °К

243— 323

243— 323

243— 323

243— 323

230— 323

230— 323

230— 323

230— 323

233— 323

233— 323

233— 323

п/п

Таблиця

4.04

Технічна характеристика основних типів регуляторів тиску на Р у -7,4 МПа № п/п

РДК-25-75

РДК-50-75

РДК-ІОО-75

РДК-150-75

ВТК-62001-25

ВТК-62001-50

ВТК-6200І-Ю0

ВТК-62001-150

25

50

100

150

25

50

100

150

умовний

8,0

8,0

8,0

8,0

8,0

8,0

8,0

8,0

робочий

7,5

7,5

7,5

7,5

7,5

7,5

7,5

7,5

10

25

120

300

60

100

200

400

0,3+1,6

0,3+1,6

0,3+1,6

0,3+1,6

0,3+1,6

0,3+1,6

0,3+1,6

0,3+1,6

230—323

230-323

230—323

230—323

230—323

230—323

230—323

230—323

Показники

1

Умовний діаметр, мм

2

Тиск, МПа:

3

Коефіцієнт пропускної здатності

4

Діапазон регулювання, МПа

5

Температура навколишнього повітря, °К

Технічні д а н і р е г у л я т о р і в т и с к у типу Р Д і В Т К п о д а н о у т а б л . 4 . 0 3 і 4.04. Регулятор тиску вибирають згідно максимальної р о з р а х у н к о в о ї в и т р а т и г а з у с п о ж и в а ч а м и і п е р е п а д у тис­ к у при р е д у к у в а н н і , щ о в и м а г а є т ь с я . П р о п у с к н у з д а т н і с т ь р е г у л я т о р а слід п р и й м а т и на 1 5 — 2 0 % б і л ь ш о ю від максимальної розрахункової витрати газу. Регулятор складається з виконавчого пристрою ( р и с . 4 . 0 6 ) , п і д с и л ю в а ч а ( р и с . 4.07) і р е д у к т о р а перепа­ ду (рис. 4.08). В и к о н а в ч и й пристрій ( р и с . 4.06) с к л а д а є т ь с я з корпу­ с у ( 2 ) , к р и ш к и ( 1 0 ) , м е м б р а н н о г о п р и в о д а ( 5 ) , регулю­ ю ч о г о о р г а н у ( 3 ) , п о в о р о т н о ї п р у ж и н и ( 4 ) , сідла (9) і кожуха ( 1 ) . Сідло р о з т а ш о в а н е у внутрішній порожнині кришки н а ребрах ( 1 3 ) . Д л я забезпечення герметичності в и к о н а в ч о г о п р и с т р о ю д о с і д л а к р і п и т ь с я п р о к л а д к а (12) гвинтом ( 1 1 ) . Р е г у л ю ю ч и й о р г а н ( 3 ) в и к о н а н и й у в и г л я д і т о н к о с т і н н о ї т р у б и і з в ' я з а н и й із м е м б р а н н и м п р и в о д о м (5) за д о п о м о г о ю д и с к а (6) і д в о х ш а й б (7) і ( 8 ) . У вихідному положенні регулюючий орган притискається д о с і д л а п о в о р о т н о ю п р у ж и н о ю ( 4 ) . У п о р о ж н и н у (А) п р и в о д а к р і з ь отвір ( Б ) п о д а є т ь с я вихідний тиск, а в Таблиця 4.05 Технічна характеристика регуляторів тиску РДУ-80 № п/п

1 2 3 4 5 6 7 8

Модифікація Показники РДУ-80-ОІ

Діаметр умовного 50 проходу, мм Тиск умовний, МПа 8,0 Тиск вхідний, МПа 1,2+7,5 Тиск вихідний, МПа 0,1+5,5 Максимальний 7,25 перепад, МПа Коефіцієнт пропускної 50 здатності Температура газу, °К 233—343 Габаритні розміри, мм, подано на рис. 4.10: довжина. 320 ширина, В 415 висота, Н 530 маса, кг 96

РДУ-80-02

РДУ-80-03

РДУ-80-04

80

100

150

8,0 1,2+7,5 0,1+5,5 7,25

8,0 1,2+7,5 0,1+5,5 7,25

8,0 1,2+7,5 0,1+5,5 7,25

100

200

400

233—343

233—343

233—343

490 610 620 230

520 650 640 407

400 530 555 • 145

211

до відновлення вихідного тиску у з а д а н и х межах. П р и зменшенні вихідного тиску р е г у л я т о р п р а ц ю є у зворотному порядку. Д л я а в т о м а т и ч н о г о ре­ г у л ю в а н н я тиску г а з у «піс­ ля себе» на о б ' є к т а х ма­ гістральних газопроводів високого тиску (ГРС), установках очищення й осушення газу, газових промислах тощо викори­ с т о в у ю т ь р е г у л я т о р и тиску Р Д К - 6 Д Р Д К - 6 . 3 / 5 0 кон­ с т р у к ц і ї з а с л у ж е н о г о ви­ нахідника Кінаша (рис. 4.11). Рис. 4.08. Редуктор

перепаду.

1 — корпус, 2 — сідло, —клапан, п р у ж и н а , 5 — кришка

4

-

Технічні дані: Діаметр умовного проходу, м Тиск умовний, МПа Коефіцієнт пропускної здатності Діапазон регулювання тиску, МПа

— — — —

0,05 6,3 25 0.3-г- 1,2

Тип п р и є д н а н н я до т р у б о п р о в о д у — ф л а н ц е в и й . Конструкція

і

робота

регулятора

тиску

У к о р п у с і (1) з м о н т о в а н е сідло (2) з ж о р с т к о закріп­ леною перфорованою втулкою ( 3 ) . На хвостовику штока (4) в с е р е д и н і п е р ф о р о в а н о ї в т у л к и г а й к о ю ( 6 ) з а к р і п л е н и й к л а п а н (7) з ущільнюва­ чем (5) і п р и т и с н у т и й п р у ж и н о ю ( 8 ) , р о з м і щ е н о ю в кришці ( 9 ) , закріпленою болтами (10). З м а щ е н н я штока здійснюється мастильницею (12). Ш т о к (11) з ' є д н а н и й і з н и ж н ь о ю к р и ш к о ю ( 1 4 ) мемб­ р а н н о г о п р и в о д а , а в е р х н я к р и ш к а (15) м е м б р а н н о г о привода — з компенсаторним вузлом. Компенсаторний вузол виконаний у вигляді циліндра (16) з п о р ш н е м ( 1 7 ) , з а к р і п л е н и м на в е р х н ь о м у кінці 214

215

Рис. 4.11. Регулятор тиску газу РДК 6,3/50. / — корпус, 2 — стакан, З — сепаратор, 4 — шток, 5 — ущільнювач, 6 — конус клапана, 7 — клапан, 8— п р у ж и н а , 9—нижня кришка, 10 — г а й к а , / / — подовжувач, 12 — з в о р о т н и й клапан, 13 — ш т у ц е р , 14— о с н о в а мембранної порожнини, 15 — к р и ш к а , 16— с п р я м о в у ю ч а кришки, 17—ущільнювач, 18 — м е м б р а н а , П •-- щ о к и

216

штока. М і ж верхньою і нижньою кришками мембранного п р и в о д а к р і п и т ь с я м е м б р а н а (18) і з з а х и с н и м и т а р і л к а м и ( 1 9 ) . Н а д м е м б р а н н а порожнина з'єднується імпульсними т р у б к а м и ч е р е з р е г у л я т о р - з а д а т ч и к Р 3 1 і Р 3 2 з вхідним к о л е к т о р о м , а п і д м е м б р а н н а — : ч е р е з ш т у ц е р (13) з вихід­ ним ч е р е з з в о р о т н и й к л а п а н ( З К ) і к о м а н д н и й при­ лад ( К П ) . •

Робота

регулятора

тиску

газу

П р и н ц и п дії р е г у л я т о р і в з а с н о в а н и й н а к о м п е н с а ц і ї сил, я к і д і ю т ь н а ч у т л и в и й е л е м е н т . П р и зміні в и х і д н о г о тиску в и н и к а є с и л а н а ч у т л и в о м у е л е м е н т і , я к а п е р е м і щ а є клапан. У нормальному положенні к л а п а н закритий. Г а з із м а г і с т р а л ь н о г о г а з о п р о в о д у н а д х о д и т ь на вхід у регуля­ тор т и с к у й о д н о ч а с н о ч е р е з в е н т и л ь і р е г у л я т о р и - з а д а т чики Р 3 1 , Р 3 2 — у н а д м е м б р а н н у п о р о ж н и н у , переміща­ ючи м е м б р а н у зі ш т о к о м у н и з і в і д к р и в а ю ч и к л а п а н . Д а л і г а з , п р о х о д я ч и ч е р е з п е р е м і н н и й д р о с е л ю ю ч и й з а з о р , ут­ в о р е н и й сідлом і г а й к о ю , р е д у к у є т ь с я до з а д а н о г о вихід­ ного т и с к у . З і с т о р о н и вихідного тиску г а з п о імпульсній т р у б ц і н а д х о д и т ь у п і д м е м б р а н н у п о р о ж н и н у і діє на м е м б р а н у з іншої сторони. П р и постійному розході газу рухома система регулятора знаходиться в спокої. П р и цьому прохідний п е р е р і з р е г у л я т о р а в і д к р и т и й на в е л и ч и н у , від­ повідну д а н о м у р о з х о д у г а з у . З б і л ь ш е н н я р о з х о д у г а з у в и к л и к а є п а д і н н я тиску з а р е г у л я т о р о м і відповідно п а д і н н я тиску в п і д м е м б р а н н і й п о р о ж н и н і , щ о п о р у ш у є р і в н о в а г у сил, я к і д і ю т ь н а мембрану. С и л и , які д і ю т ь н а м е м б р а н у з в е р х у , с т а ю т ь б і л ь ш и м и з а с и л и , я к і д і ю т ь н а м е м б р а н у з н и з у . М е м б р а н а під д і є ю різниці сил п е р е м і щ у є т ь с я в н и з і т р о х и в і д к р и в а є к л а п а н . Внаслідок збільшується прохідний переріз регулятора, відповідно з б і л ь ш у є т ь с я потік г а з у , я к и й , з б і л ь ш и в ш и розхід, д о в е д е т и с к за р е г у л я т о р о м і в п і д м е м б р а н н і й порожнині до первісного з н а ч е н н я . С и л и , які д і ю т ь на м е м б р а н у , у р і в н о в а ж а т ь с я , і р у х о м а система регулятора зупиниться у новому рівноважному положенні, відповідному новому розходу газу З м е н ш е н н я в и т р а т и г а з у в и к л и к а є з б і л ь ш е н н я тиску за р е г у л я т о р о м і в п і д м е м б р а н н і й п о р о ж н и н і . 217

В н а с л і д о к зміни с п і в в і д н о ш е н н я с и л , які д і ю т ь ч е р е з м е м б р а н у н а рухому систему, п р о х і д н и й п е р е р і з регулято­ р а п о ч н е з м е н ш у в а т и с я д о тих пір, д о к и з м е н ш е н н я прито­ ку г а з у не в и к л и ч е п а д і н н я т и с к у за р е г у л я т о р о м і в підмембранній порожнині до початкового рівня. Таким чином, д і я р е г у л я т о р а с п р я м о в а н а н а з б е р е ж е н н я вихідно­ г о т и с к у н а п е в н о м у з а д а н о м у рівні п о з а з а л е ж н і с т ю від зміни розходу газу. Д л я т о г о , щ о б у с т а н о в и т и н а в и х о д і р е г у л я т о р а будья к е з н а ч е н н я вихідного тиску в м е ж а х х а р а к т е р и с т и к и р е г у л я т о р а , н е о б х і д н о в с т а н о в и т и в і д п о в і д н и й постійний тиск у надмембранній порожнині. Це досягається регулят о р о м - з а д а т ч и к о м . Щ о б з а б е з п е ч и т и ч у т л и в і с т ь регулято­ р а тиску, р е г у л я т о р и - з а д а т ч и к и н а с т р о ю ю т ь с я н а т и с к н а 0,03 М П а б і л ь ш и й за вихідний тиск, а командний прилад на­ с т р о ю є т ь с я н а т и с к н а 0,01 М П а б і л ь ш и й з а вихідний тиск. П р и різкій зміні тиску г а з у у в и х і д н о м у г а з о п р о в о д і за р а х у н о к р і з к о г о відбору г а з у р у х о м а с и с т е м а р е г у л я т о р а п е р е с у н е т ь с я у нове п о л о ж е н н я не в і д р а з у , а в міру п е р е т і к а н н я м а с л а з о д н і є ї є м н о с т і в іншу по імпульсних т р у б к а х . П р и цьому д о с я г а є т ь с я усунення можливого виникнення коливань клапана регулятора. Р е г у л я т о р и т и с к у В Т К 62001 ( р и с . 4.12) п р и з н а ч е н і д л я о д н о с т у п і н ч а т о г о р е д у к у в а н н я й а в т о м а т и ч н о г о під­ т р и м а н н я т и с к у г а з у « п і с л я с е б е » при зміні р о з х о д у г а з у і в и х і д н о г о т и с к у г а з у на Г Р С і А Г Р С . Технічна характеристика регулятора ВТК-62001: Тиск умовний, МПа Температура газу, °К Тиск на вході, МПа Межі настройки, МПа: верхня нижня Стабільна робота при умові Матеріали ущільнення в затворі Приєднання Настановне положення Обігрів корпусу регулятора

— 6,3 — 278+283 — 2+6,3 — 2,5 — 0,16 — 1,5 — — — — —

гума і сталь фланцеве будь-яке водою з тиском 0,2+0,6 температурою води 323+353

П р и м о н т а ж і н а о б ' є к т і необхідно в и к о н а т и п р и є д н а н н я 3 ш т у ц е р а «РупР.» до посудини є м н і с т ю не м е н ш е 0,04 м , р о з р а х о в а н о ї на р о б о т у під т и с к о м не м е н ш е 6,3 М П а . 218

Рис. 4.12. Регулятор тиску газу ВТК 62001. / — корпус, 2 — к р и ш к а , 3 — к л а п а н , 4 — регулюючий орган, 5 — ущільнювач, гТ — к о ж у х , 7 — ш т у ц е р , « — г а й к а , 9, 10 — п р о к л а д к а , / / , 12 — з а г л у ш к а , 13, 20 — к і л ь ц е , /5 — б о л т , 16 — г в и н т , 17 — г а й к а , 18 — ш п и л ь к а , 19 — ш а й б а

219

Ш т у ц е р «Явих.» з ' є д н а т и з т р у б о п р о в о д о м за регу­ л я т о р о м на в і д с т а н і не м е н ш е 10 д і а м е т р і в трубопро­ воду. Вузол вимірювання розходу газу призначений для к о м е р ц і й н о г о обліку р о з х о д у г а з у . М е т о д в и м і р ю в а н н я р о з х о д у г а з у п о л я г а є в тому, щ о при у с т а н о в ц і на т р у б о п р о в о д і з в у ж у ю ч о г о п р и с т р о ю ви­ н и к а є ч а с т к о в и й перехід п о т е н ц і й н о ї енергії т и с к у в кіне­ тичну енергію швидкості. Н а р и с . 4.13 п о к а з а н о р о з п о д і л е н н я т и с к у в з д о в ж с т і н к и т р у б и ( с у ц і л ь н о ю л і н і є ю ) і по осі т р у б и (пунк­ тиром). Д л я в и м і р ю в а н н я р о з х о д у г а з у н а й б і л ь ш розповсю­ джені камерні діафрагми. Д і а ф р а г м а м о ж е з а с т о с о в у в а т и с ь в г а з о п р о в о д а х діа­ м е т р о м н е м е н ш е 5 0 м м при умові с п і в в і д н о ш е н н я п л о щ отвору д і а ф р а г м и і перерізу труби в м е ж а х 0 , 0 5 ^ т ^ 0 , 7 (т — м о д у л ь д і а ф р а г м и ) . Основні геометричні розміри стандартних д і а ф р а г м п о к а з а н і н а р и с . 4.14. £ > — д і а м е т р т р у б о п р о в о д а при 2 0 ° С ; <і20— д і а м е т р д і а ф р а г м и при 20 ° С ; С < 0 , 0 3 £ о; 20

2

£ < 0 , Ю Ого; с ? < 0 , 0 2 О20; О<0,16 £ о; 30°<ср<45°. Відбір т и с к у від з в у ж у ю ч о г о п р и с т р о ю в и к о н у є т ь с я ч е р е з с п е ц і а л ь н і ц и л і н д р и ч н і о т в о р и а б о дві к і л ь ц е в і каме­ р и д л я в и р і в н ю в а н н я тиску. Д і а м е т р о т в о р і в с т а н о в и т ь 6 4- 12 м м , а л е не б і л ь ш е 0,8Дго- Т е р м і н с л у ж б и д і а ф р а г м и не м е н ш е 20 0 0 0 год п р и е к с п л у а т а ц і ї в н е й т р а л ь н о м у ( д о м а т е р і а л у д і а ф р а г м и ) і о ч и щ е н о м у від м е х а н і ч н и х домі­ шок середовищі. Камерні діафрагми встановлюють на трубопроводах із д і а м е т р о м м е н ш е 500 мм. П р и £ ) > 5 0 0 м м відбір т и с к у виконують за допомогою зовнішньої трубної обв'язки. П р и з м і н і р о з х о д у г а з у н а й ш и р ш е з а с т о с о в у ю т ь стандарт­ ні д і а ф р а г м и з модулем т < 0 , 3 (близьким до 0,2). З а л е ж н о від к о н с т р у к ц і ї , с п о с о б у у с т а н о в к и , у м о в н о г о тиску і умовного проходу д і а ф р а г м и виготовляють за Д С Т У 26969-86 т а к и х в и д і в : — Д К С — д л я у с т а н о в к и у ф л а н ц я х із з а с т о с у в а н н я м п р о м і ж н и х к о р п у с і в — к і л ь ц е в и х к а м е р на Р у до 10 М П а з О у від 5 0 д о 50о м м ; 2

220

1

11

і І

л

\

°г

и

б

4

£'0,50

і'г*(а.г..о,в)а

•ЛЧЧЧЧ

Ц'25,*м А\

0= 21,4т 16

Рис. 4.13. Способи відбору тисків від звужуючих пристроїв, а—крива розподілу тиску біля діафрагми, б...е — способи відбору тисків (б, в — кутовий, г— за методом звуженого струменя, д — радіальний, е — фланце­ вий)

221

•

— Д В С — д л я установ­ ки б е з п о с е р е д н ь о у флан­ ц я х , я к і м а ю т ь кільцеві камери на Ру в и щ е 10 до 3 2 М П а з Д у від 50 д о 4 0 0 мм; — Д Б С — д л я установ­ ки у ф л а н ц я х б е з кільце­ вих к а м е р на Р у до 4 М П а з О у від 3 0 0 мм до 3 0 0 0 м м . Д л я в и м і р ю в а н н я роз­ ходу г а з у н а Г Р С засто­ совують дифманометри в к о м п л е к т і зі з в у ж у ю ч и м и пристроями. Н а й б і л ь ш е роз­ повсюдження отримали дифманометри Д П , Д С С , ДМ, ДКО, ДМКК:

— п о п л а в ц е в и й дифма­ нометр т и п у Д П і з важіль­ ною п е р е д а ч е ю застосову­ ю т ь д л я в и м і р ю в а н н я роз­ ходу газу при довжині імпульсних ліній не б і л ь ш е =3» Рис. 4.14. Геометричні розміри 50 м ( р и с . 4.115). ДП ви­ стандартної діафрагми п у с к а ю т ь на п е р е п а д и тис­ ку 0,63; 0 , 0 0 1 ; 0,0016; 0,0025; 0,04; 0 , 0 6 3 ; 0,1 і 0,16 М П а . Робочий тиск до 16 М П а ; — поплавцевий електричний самописний типу Д П Е С (рис. 4.16); — с и л ь ф о н н и й с а м о п и с н и й д и ф м а н о м е т р типу Д С С (рис. 4.17); — м е м б р а н н и й д и ф м а н о м е т р типу Д М ( р и с . 4.18) і з перетворенням перепаду тиску в електричний сигнал і п е р е д а в а н н я м його на вторинний прилад; — д и ф м а н о м е т р д з в о н о в и й т и п у Д К О д л я вимірюван­ н я р о з х о д у г а з у при т и с к у д о 0,25 М П а ; — дифманометри — витратоміри типу Д М К К , Д М К В і Д С К С ( м е м б р а н н і і с и л ь ф о н н і ) з а в т о м а т и ч н о ю корек­ цією по тиску, т е м п е р а т у р і і в о л о г о в м і с т у г а з у , я к і працю­ ють у комплексі з вторинними п р и л а д а м и . В и з н а ч е н н я розходу г а з у через звужуючий пристрій в и к о н у є т ь с я з а р е з у л ь т а т а м и з а п и с у п а р а м е т р і в н а діаг­ рамі реєструючого приладу (дифманометра) у процесі 222

Рис. 4.15. Поплавцевий дифманометр типу ДП. У — поплавцева посудина, 2 — змінна посудина, 3 — поплавець, 4 — вирівнювальннй вентиль, 5, 6, 17—вентилі, 7 — вісь, 8— сальникова муфта, 9 — важіль, 10, 11—повідковий важіль, 12 — перо, 13 — арретир, 14 — годинниковий меха­ нізм, 15 — діаграма, 16 — підшкальник

о б р о б к и п л а н і м е т р а м и . З а л е ж н о від з а с т о с о в а н и х прила­ дів о д е р ж у є т ь с я той а б о інший в и д д і а г р а м , а д л я ї х о б р о б к и з а с т о с о в у ю т ь різні п л а н і м е т р и . О б р о б к а рівно­ мірних к р у г л и х д і а г р а м в и к о н у є т ь с я п р о п о р ц і й н и м и п л а н і 223

Рис 4 16. Поплавцевий дифманометр типу Д П З С . а-дифманометр

із

датчиком,

б,

в - вторинні

^ 1

_

запобіжник,

вальний

прилади

відповідно

показуючий

і

само-

писнии;

-

-

^

2 -

7

=

поплавець,

.

И

С

,

3-

сталева

№

^

шайба,

4

- У ^ ' * ™ ? - ,

5

- ^ ™ * .

Рис. 4.18. Мембранний дифманометр типу ДМ. 1, 6 — к р и ш к и , 2, 4— м е м б р а н н і к о р о б к и , 3 — п о д у ш к а , 5 — н і п е л ь д и с т и л ь о в а н о ї в о д и , 7, 15—імпульсні т р у б к и , 5 — д к ф е р е н ц і й н и й т р а н с ф о р м а т о р , 9— к о в п а к , 10, 11 — з а п і р н і в е н т и л і , 12 — а и р і в н ю в а л ь н и й в е н т и л ь , 13 — р о з д і л ь н а т р у б к а , 14 — с е р д е ч н и к д и ф е р е н ц і й н о г о т р а н с ф о р м а т о р а , 1 6 — ш т е п с е л ь н и й р о з ' є м , 17— б о л т

м е т р а м и , н е р і в н о м і р н и х — к о р н е в и м и п л а н і м е т р а м и , стрі­ чкових д і а г р а м — п о л я р н и м и планіметрами. У теперішній час у нашій країні в п р о в а д ж у ю т ь с я в и т р а т о в и м і р ю в а л ь н і к о м п л е к с и , п р и з н а ч е н і д л я безпе­ р е р в н о г о а в т о м а т и ч н о г о в и м і р ю в а н н я й о б ч и с л е н н я розхо­ ду й об'єму природного газу, приведеного до нормальних умов. У м і к р о п р о ц е с о р н и й к о м п л е к с « С у п е р ф л о у - І І » вхо­ дять: 226

обчислювач, переносний з а п а м ' я т о в у ю ч и й пристрій ( т е р м і н а л ) , д а т ч и к и тиску, п е р е п а д у тиску, т е м п е р а т у р и . М о ж е застосовуватись у вибухонебезпечних зонах [4]. К о м п л е к с з а б е з п е ч у є б е з п е р е р в н е а в т о м а т и ч н е вимі­ рювання, обчислення і відображення показань, а т а к о ж р е є с т р а ц і ю на принтері з в к а з у в а н н я м д а т и і п о т о ч н о г о часу т а к и х п а р а м е т р і в : — розходу газу за нормальних умов; — об'єму газу за нормальних у м о в ; — і н д и к а ц і ю за в и к л и к о м о п е р а т о р а на д и с п л е ї термі­ нала наступної інформації по к о ж н о м у вимірювальному трубопроводу; — п е р е п а д у тиску, тиску, т е м п е р а т у р и , р о з х о д у г а з у ; — введення і запам'ятовування даних; — о б ч и с л е н н я р о з х о д у і о б ' є м у п р и р о д н о г о г а з у відпо­ відно до П р а в и л РД-50-213-80; — перенесення і введення даних, які зберігаються в пам'яті обчислювача, в комп'ютер; — п е р е д а ч у д а н и х по т е л е ф о н н о м у к а н а л у на цент­ ральний комп'ютер. К о м п л е к с з а б е з п е ч у є а в т о м а т и ч н е ф і к с у в а н н я у часі і з а п а м ' я т о в у в а н н я не менше 50 нештатних ситуацій, ф о р м у в а н н я місячного, добового і періодичного звітів. У м і с я ч н о м у звіті п о д а ю т ь с я п а р а м е т р и п о т о к у г а з у з а к о ж н у д о б у п р о т я г о м о с т а н н і х 6 2 діб а б о о с т а н н і й конт­ рактний місяць. У д о б о в о м у звіті п о д а ю т ь с я п а р а м е т р и потоку г а з у з а к о ж н у годину минулої доби. П е р і о д и ч н и й з в і т містить щ о г о д и н н у і н ф о р м а ц і ю про п а р а м е т р и вимірювального газу за будь-яку кількість п о п е р е д н і х д і б у м е ж а х 3 5 , 15 і 10 п р и кількості вимірю­ вальних трубопроводів відповідно — одному, двох і трьох. С х е м а п і д к л ю ч е н н я п р и л а д і в к о м п л е к с у д о вимірю­ в а л ь н о г о о д н о н и т к о в о г о т р у б о п р о в о д у ( н а в і д к р и т о м у по­ вітрі) п о д а н а н а р и с . 4.19. К о м п л е к с п і д к л ю ч а є т ь с я до г а з о п р о в о д у (1) з діаф­ р а г м о ю (2) ч е р е з б л о к , я к и й с к л а д а є т ь с я з п ' я т и к у л ь о в и х в е н т и л і в із £ І = 1 5 мм. І м п у л ь с н і лінії (3) і (16) із т р у б й= 14-г-16 м м . П ' я т и в е н т и л ь н и й б л о к с к л а д а є т ь с я з в і д с і к а ю ч и х вен­ т и л і в ( 4 ) і ( 1 2 ) , в и р і в н ю в а л ь н и х (13) і ( 1 5 ) , в е н т и л я (14) скидання газу в атмосферу. До складу вентильного блоку входить трійник (5) зі штуцером і з а г л у ш к о ю ( 6 ) , який забезпечує можливість підключення в а н т а ж о п о р ш н е в и х манометрів д л я перевірки комплексу в робочих умовах. 8*

227

ч

+

-

Рис. 4.19. Схема підключення приладів комплексу до вимірювального однониткового трубопроводу Входи д а т ч и к і в п е р е п а д у тиску ( 8 ) і тиску (7) підклю­ чені д о д і а ф р а г м и , а в и х о д и — д о о б ч и с л ю в а ч а ( 9 ) . Д а т ч и к т е м п е р а т у р и (11) в с т а н о в л ю є т ь с я в трубопро­ в о д і і з ' є д н у є т ь с я з о б ч и с л ю в а ч е м (9) е л е к т р и ч н и м кабе­ лем (10). Введення даних виконується ручним терміналом ( 1 7 ) . 228

Вузол одоризації призначений д л я н а д а н н я з а п а х у газу. Середньорічна ноома одоранту, який вводиться в 3 г а з , в с т а н о в л е н а 16 г на 1000 м г а з у ( п р и Г = 2 7 3 ° К і Р = 0,1013 М П а ) . У т е п е р і ш н і й ч а с у г а л у з і як о д о р а н т використовують­ ся е т и л м е р к а п т а н — С 2 Н 5 5 Н і с у м і ш п р и р о д н и х меркап­ т а н і в ( С П М ) С 2 Н 3 Р . З а р е к о м е н д а ц і є ю В Н Д І г а з у реко­ мендаційна норма одоризації д л я С П М є: мінімальна — 3 5 г, м а к с и м а л ь н а — 16 г на 1000 м г а з у . О д о р и з а ц і й н і у с т а н о в к и м а ю т ь з а б е з п е ч у в а т и введен­ ня о д о р а н т у в г а з у к і л ь к о с т я х , п р о п о р ц і й н и х потоку г а з у . Вони к л а с и ф і к у ю т ь с я з а к о н с т р у к ц і є ю н а ґнотові, б а й п а с ні, п р о п о р ц і й н і к р а п е л ь н і , в п р и с к у ю ч і . У н і в е р с а л ь н и й о д о р и з а т о р УОГ-1 з а с т о с о в у є т ь с я н а в і т ч и з н я н и х Г Р С . Т е х н і ч н а х а р а к т е р и с т и к а о д о р и з а ц і й н и х у с т а н о в о к наве­ д е н а в т а б л и ц і 4.06. Таблиця 4.06 Технічна характеристика одоризаційних установок №

Показники

п/п

1 Робочий тиск газу 2 Продуктивність по одоранту 3 Розхід газу, який одоризуЄТЬСЯ

Відношення найбільшого роз­ ходу одоризованого газу до найменшого 5 Номінальна кількість ходів плунжера за хвилину 6 Діапазон ручного регулю­ вання кількості ходів плун­ жера: насоса за хвилину 7 Точність одоризації 8 Максимальна витрата газу на живлення установки 9 Температура навколишнього повітря 10 Габаритні розміри: довжина висота ширина 1 1 . Маса

Одиниці виміру

МПа 3 см /год тис. 3 м /год

4

Т и п установки АОГ-30

0,2—1,2 600 30

УОГ-І

0,2—1,2 57—3150 3 — 1 6 5

5:1 8 від 4 до 12

%

3

м /год

°к

±10 •2

±10 1,0

233—323

233—323

810 450 2600 110

465 150 800 63

мм

кг

229

Рис. 4.20. Універсальний одоризатор газу УОГ-1. / — замірна посудина, 2 — витратна ємність, З — підземна ємність, 4 — поплавцева камера, 5 — діафрагма, б — дозатор, 7 — газопровід

У н і в е р с а л ь н и й о д о р и з а т о р УОГ-1 п о д а н о на рисун­ ку 4.20. П р и н ц и п р о б о т и о д о р и з а т о р а н а с т у п н и й . У одориза­ т о р п о д а є т ь с я ч а с т и н а газу, я к и й п р о х о д и т ь ч е р е з Г Р С ; перепад тиску створюється встановленою на газопроводі (7) д і а ф р а г м о ю ( 5 ) . І з п і д з е м н о ї є м н о с т і (3) о д о р а н т надходить у витратну ємність ( 2 ) , далі через замірну п о с у д и н у (1) і п о п л а в ц е в у к а м е р у (4) — в і н ж е к ц і й н и й д о з а т о р ( 6 ) , д е він і н ж е к т у є т ь с я в і д г а л у ж е н и м п о т о к о м г а з у . О д о р и з о в а н и й г а з п о в е р т а є т ь с я в о с н о в н и й газопро­ від і т а м з м і ш у є т ь с я з р е ш т о ю г а з у . О д о р и з а т о р и типу УОГ-1 с к л а д н і за к о н с т р у к ц і є ю , а л е надійні в р о б о т і . Автоматичний одоризатор газу «Київ-1» призначений д л я автоматичної подачі одоранту пропорційно розходу газу на Г Р С . В основі р о б о т и о д о р и з а т о р а в и к о р и с т о в у є т ь с я прин­ цип в и к и д а н н я к р а п е л ь о к о д о р а н т у к і н е т и ч н о ю енергією газу, отриманою внаслідок перепаду тиску на діафрагмі. Особливістю автоматичного одоризатора є одоризація г а з у з а р а х у н о к рідкої т а п а р о п о д і б н о ї ф а з о д о р а н т у . 230

231

Влаштування

одоризатора

О д о р и з а т о р с к л а д а є т ь с я з ( р и с . 4 . 2 1 ) : с т о я к а кріплен­ ня (3), живильника (4), дозатора (5), збірника (6), с п р я м о в у ю ч о ї т р у б к и ( 7 ) , І і - п о д і б н о ї т р у б к и ( 8 ) , труб­ ки підживлення дозатора (10), трубки підтримання рівня одоранту (11), поплавця (12), штанги (13), магніту (14), покажчика рівня одоранту (15), регулятора нахилу (16).

Принцип

роботи

одоризатора

П і д д і є ю п е р е п а д у т и с к у на д і а ф р а г м і з п л ю с о в о ї к а м е р и ч е р е з І і - п о д і б н у т р у б к у ( 8 ) і д а л і ч е р е з спрямову­ ючу т р у б к у ( 7 ) , з б і р н и к (6) і т р у б к у п о д а ч і о д о р а н т у в г а з о п р о в і д (9) у мінусову к а м е р у п е р е т і к а є п о т і к г а з у . П р и в с т а н о в л е н н і р е г у л я т о р а н а х и л у в п о л о ж е н н я , при я к о м у р і в е н ь о д о р а н т у з н а х о д и т ь с я н а рівні к і н ц я І І подібної трубки, одоризація буде виникати тільки за рахунок парів одоранту, який виноситься із збірника ( 6 ) . При встановленні регулятора нахилу в положення, відповідне збільшенню подачі одоранту, н а д кінцем І І подібної трубки встановлюється стовп одоранту. Потік г а з у з плюсової камери, проходячи через стовп о д о р а н т у , в и к и д а є к р а п е л ь к и о д о р а н т у , які з б и р а ю т ь с я у збірнику, а звідти подаються в мінусову к а м е р у і д а л і в газопровід. З а п р а в к а ж и в и л ь н и к а (4) і з п і д з е м н о ї є м н о с т і ( 2 5 ) . З а к р и т и в е н т и л і (17) і ( 1 8 ) , в і д к р и т и в е н т и л і ( 2 1 ) 5 і ( 2 0 ) , п о д а в а т и т и с к 0,4 • 10 Па на п і д з е м н у є м н і с т ь о д о р а н т а . С п о с т е р і г а т и рух п о к а ж ч и к а ( 1 5 ) в г о р у п о шкалі. Включення в роботу о д о р и з а т о р а . З а к р и т и в е н т и л і (20) і ( 2 1 ) , в і д к р и т и в е н т и л і ( 1 8 ) і (17). П е р і о д и ч н о ч е р е з дві г о д и н и р о б о т и п о г р а д у й о в о ч н і й т а б л и ц і . в и з н а ч и т и розхід о д о р а н т у , і по в і д о м о м у р о з х о д у г а з у в и з н а ч а є т ь с я с т у п і н ь о д о р и з а ц і ї г а з у ( н о р м а — 16 г 3 о д о р а н т у н а 1000 м г а з у ) . П р и відхиленні с т у п е н я о д о р и з а ц і ї б і л ь ш я к н а 2 5 % від у с т а н о в л е н о ї н е о б х і д н о з а д о п о м о г о ю р е г у л я т о р а на­ хилу підстроїти одоризатор. У в и п а д к у н е м о ж л и в о с т і в с т а н о в л е н н я з а д а н о г о ступе­ н я о д о р и з а ц і ї г а з у н е о б х і д н о о д о р и з а т о р в і д к л ю ч и т и , за­ к р и в ш и в е н т и л і (22) і ( 2 3 ) і в к л ю ч и т и в р о б о т у к р а п е л ь ­ ний о д о р и з а т о р . 232

у газолюбіді и камеру (-)

Рис. 4.22. Монтажна схема одоризатора «Київ-ІМ». / — ж и в и л ь н и к , 2 — д о з а т о р , З — р а м а , 4 — р а м а з в а л о м , 5, 6, 7, 8, 9, 10 — вентиль, // — п о к а ж ч и к р і в н я , 12 — р е г у л ю ю ч и й г в и н т , 13 — к р а п е л ь н и ц я , 14 — ф і к с а т о р , 15 — о п о р а

Порядок настройки універсального автоматичного одоризатора «Київ-ЇМ» Одоризатор «Київ-ІМ» складається з підживлювача з магнітним покажчиком рівня одоранту, стояка і рами (рис. 4.22). Настройка здійснюється в два етапи: Г р у б а н а с т р о й к а н е о б х і д н а д л я н а л а ш т у в а н н я одори­ з а т о р а на р о б о т у в о д н о м у з н и ж ч е н а в е д е н и х д і а п а з о н і в п р о д у к т и в н о с т і Г Р С ш л я х о м н а х и л у р а м и н а кут, пропор­ ційний о б р а н о м у д і а п а з о н у : 3 . (? = 10 тис. м / г о " д — ( 0 - И ) ° ;
3

С}=100 тис. м /год— (5ч-10)°; 3 <2 = 2 0 0 т и с . м / г о д — ( 1 0 4 - 1 5 ) ° . Нахил рами одоризатора здійснюється за допомогою г в и н т а № 12. Щ о б з б і л ь ш и т и в и т і к а н н я о д о р а н т у , г в и н т № 12 н е о б х і д н о к р у т и т и п р о т и г о д и н н и к о в о ї с т р і л к и . Щ о б з м е н ш и т и в и т і к а н н я о д о р а н т у , г в и н т № 12 т р е б а к р у т и т и з а г о д и н н и к о в о ю с т р і л к о ю . П і д ч а с з д і й с н е н н я цієї о п е р а ц і ї в е н т и л ь № 9 м а є бути в и с т а в л е н и й у с е р е д н є п о л о ж е н н я «відкрито — з а к р и т о » . Точна

настройка

Т о ч н а н а с т р о й к а н е о б х і д н а д л я р е г у л ю в а н н я дозуван­ ня о д о р а н т у в потоці г а з у в м е ж а х в и б р а н о г о д і а п а з о н у п р о д у к т и в н о с т і Г Р С . Д о с я г а є т ь с я в о н а з а д о п о м о г о ю вен­ т и л я № 9. П р и п о в н о м у відкритті в е н т и л я № 9 в и т і к а н н я о д о р а н т у з м е н ш у є т ь с я (рис. 4 . 2 2 ) . З а л е ж н о від о б р а н о г о д і а п а з о н у п р о д у к т и в н о с т і Г Р С встановлюється відповідна д і а ф р а г м а :

^ , тис. мЗ/год

/>20»

ММ

і>вих.. М П а

10,0

56+75

0,3—1,2

20,0

104+113

40,0

170+185

0,3—1,2 0,3—1,2

100,0

210+260 280+312

200,0

0,3—1,2 0,3—1,2

Указані д і а ф р а г м и не проходять перевірку в о р г а н а х Д е р ж с т а н д а р т у України, не змінюються при переходах на с е з о н н і в і д б о р и г а з у (літо — з и м а ) і м о н т у ю т ь с я виключ­ но д л я роботи в з а д а н и х діапазонах продуктивності Г Р С . Пропорційність дозування одоранту досягається л и ш е за рахунок наявності однієї змінної величини — АР. П о х и б к а при ц ь о м у с т а н о в и т ь в е л и ч и н у до 6,5 % від у с т а н о в л е н о ї норми о д о р и з а ц і ї . Користуючись методами точної і грубої настройки, к о н т р о л ь д о з у в а н н я о д о р а н т у в потоці г а з у в е д е т ь с я в і з у а л ь н о — по к р а п е л ь н и ц і . За д о п о м о г о ю в е н т и л я № 9 п р о т я г о м о д н і є ї д о б и д о б и в а ю т ь с я к і н ц е в о ї н а с т р о й к и у н і в е р с а л ь н о г о автома­ т и ч н о г о о д о р и з а т о р а г а з у « К и ї в - Ї М » . П і с л я ц ь о г о одори­ з а т о р п р а ц ю є повністю в а в т о н о м н о м у р е ж и м і і п р и п и н я є 234

о д о р а н т у вихідний т р у б о п р о в і д л и ш е після к и Г Р С . П р и п о в т о р н о м у п у с к у Г Р С у р о б о т у авто­ матично п о ч и н а є т ь с я і пропорційне дозування одоранту одоризатором. ї м і

і

\

ні.ті

111111

КВП

і

і

•

»

і

автоматика

К о м п л е к с з а с о б і в а в т о м а т и к и і к о н т р о л ю н а Г Р С за­ безпечує: — р е д у к у в а н н я газу до заданого тиску; — облік р о з х о д у газу; — а в т о м а т и ч н и й з а х и с т систем підігріву й о п а л е н н я ; — а в т о м а т и к у г о р і н н я підігрівачів г а з у , в о д о г р і й н и х котлів; — а в а р і й н о - п о п е р е д ж у в а л ь н у с и г н а л і з а ц і ю по тиску, температурі, одоризації, зв'язку, енергопостачанню; — а в т о м а т и ч н е с к и д а н н я рідини з у с т а н о в о к очищен­ ня; — охоронну і пожежну сигналізації; — а в т о м а т и ч н и й з а х и с т с п о ж и в а ч і в від п і д в и щ е н н я номінального тиску. Д л я в и м і р ю в а н н я тиску газу н а Г Р С застосовуються м а н о м е т р и , х а р а к т е р и с т и к и я к и х н а в е д е н і в т а б л и ц і 4.07. Д л я вимірювання температури на Г Р С застосовуються рідинні т е р м о м е т р и р о з ш и р е н н я , м а н о м е т р и ч н і с а м о п и с н і термометри, термометри опору, П р и н ц и п дії термометрів розширення заснований на в л а с т и в о с т і р е ч о в и н и з м і н ю в а т и свій о б ' є м під д і є ю тем­ ператури. Т е р м о м е т р и о п о р у в и п у с к а ю т ь в ш и р о к і й номенклату­ рі, в и г о т о в л е н і з м і д н о г о ( Т С М ) і п л а т и н о в о г о ( Т С П ) д р о т у д і а м е т р о м від 0,03 до 0,1 м м . Діапазон вимірювання температури від —260 до + 1 1 0 0 ° С д л я Т С П і від - 2 0 0 д о + 2 0 0 ° С д л я Т С М . ' М і д н і т е р м о м е т р и типу Т С М в и п у с к а ю т ь з о п о р о м п р и 2 7 3 °К, я к и й д о р і в н ю є 10, 50, 100 і 2 0 0 О м , а п л а т и н о в і Т С П — з о п о р о м п р и 2 7 3 °К, я к и й д о р і в н ю є 5, 10, 50, 100, 200 і 5 0 0 О м . М а н о м е т р и ч н і термометри відрізняються простотою конструкції, надійністю, вибухобезпечністю, нечутливістю до магнітних полів. С х е м у с а м о п и с н о г о м а н о м е т р и ч н о г о т е р м о м е т р а пода­ но н а р и с . 4 . 2 3 . З а л е ж н о від в и д у з а п о в н ю в а ч а т е р м о с и с т е м и р о з р і з н я ю т ь т е р м о м е т р и : г а з о в і — ТГ ( а з о т , гелій а б о а р г о н ) , 235

Таблиця

4.07

Технічна характеристика манометрів Верхні межі Манометр

Тип

Клас

вимірювання,

точності

Р І 0 5 Па 1

2

4

3

ОБМІ-100

1; 1,6; 2,5; 4; 6; 10; 16; 25; 40; 60.

2,5

Показуючий

ОБМІ-160

1; 1,6; 2,5; 4; 6; 10; 16; 25; 40; 60.

1,5

Технічний показуючий щитової установки

МОШІ-100

1; 1,6; 2,5; 4; 6; 10; 16; 25; 40; 60. 1; 1,6; 2,5; 4; 6; 10; 16; 25; 40; 60.

2,5

Технічний показуючий

МОШІ-160

1,5

Електроконтактний

ЕКМ-160-1

1; 1,6; 2,5; 4; 6; 10; 16; 25; 40; 60.

2,5

Електроконтактний у вибухонепроникному корпусі

ВЕ-16Р6

1; 1,6; 2,5; 4; 6; 10; 16; 25; 40; 60.

2,5

Самописний із приводом від годинникового меха­ нізму Самописний із приводом від годинникового меха­ нізму (сильфонний)

МГС-710г

6; 10; 25; 40; 60; 100.

1

МСС-710г

0,25; 0,4; 0,6; 1; 1,6; 2,55; 4.

1

Показуючий із пневмови- МГП-270М ходом

6; 10; 16; 25; 40; 60; 100.

1,5

Сильфонний із пневмоприводом

0,25; 0,4; 0,6; і; 1,5 1; 16; 25; 40. 40; 60; 100. 0,6; 1; 1,5

МС-П1 МС-П2 МП-П2

Пружинний із пневмоприводом Вантажопоршневий

рідинні — ТР

МП-2,5 МП-6,0 МП-60 МП-600

0,6; 1; 1,5

2,5 6,0 60 600

0,1; 0,2; 0,05

(бензол або етиловий спирт), конденсаційні

парорідинні — ТП Термометри

(ацетон, хлористий метил а б о ф р е о н ) .

типу

ТГ

застосовують для

т е м п е р а т у р и с е р е д о в и щ а від 236

6; 10; 16; 25.

— 5 9 до

вимірювання

4-600 °С:

Рис. 4.23. Схема манометричного термометра.

/ — захисна гільза, 2 — термобалои, З— капіляр, 4— манометрична пружина, 5 — біметалевий компенсатор, 6 — стрілка з пишучим пером, 7—діаграма

Термометри типу Т Р застосовують д л я вимірювання т е м п е р а т у р и с е р е д о в и щ а від — 5 0 д о + 3 0 0 °С. Термометри типу ТП застосовують д л я вимірювання т е м п е р а т у р и с е р е д о в и щ а від — 2 5 д о + 3 0 0 °С. К л а с т о ч н о с т і м а н о м е т р и ч н и х т е р м о м е т р і в — 1 і 1,5. П р и в и к о р и с т а н н і г а з у н е о б х і д н о з н а т и його с к л а д , т е п л о т у з г о р я н н я і густину. Склад газу визначають за допомогою газоаналізато­ рів, а густину г а з у — за д о п о м о г о ю п і к н о м е т р а . З й о г о д о п о м о г о ю м о ж н а в и з н а ч и т и відносну й а б с о л ю т н у густи­ ну г а з у за с т а н д а р т н и х і н о р м а л ь н и х у м о в в а г о в и м ме­ тодом. В и з н а ч е н н я т е п л о т и з г о р я н н я в и к о н у ю т ь з а в д я к и руч­ ним і с т а ц і о н а р н и м к а л о р и м е т р а м с и с т е м и Г. Ю н к е р с а . Розрахунки 1.

по

Визначення

устаткування

температури

після

ГРС регулятора

Т е м п е р а т у р а г а з у після р е г у л я т о р а т и с к у в и з н а ч а є т ь с я формулі: 237

^ = 7 " , —О, • ( Р , - Р 2 ) - - ^ - • - ^ т ^ '

(

4

Ш

)

де Ті і Г 2 — т е м п е р а т у р а г а з у до і п і с л я р е г у л я т о р а , ° К ; О і — коефіцієнт Д ж о у л я — Т о м с о н а , К / П а 6 (5,25 - 1 0 - ) ; Рі і Рг — т и с к г а з у до і п і с л я р е г у л я т о р а , П а ; Ср — п и т о м а т е п л о є м н і с т ь г а з у , Д ж / к г • К ( 2

3 0 0 ) ;

і 1 ^ 2 — лінійна швидкість г а з у до і після регулятора, м/с. П р и к л а д 4.1 Вихідні д а н і : Г , = 2 7 3 °К, Р , = 5 МПа, Р 2 = 1 , 2 МПа, «7, = 20 м / с . Д і а м е т р и газопроводів до і після регулятора рівні. В и з н а ч а є м о ш в и д к і с т ь г а з у н а виході р е г у л я т о р а співвідношення: •—- = - £ - ,

ЗВІ

А

КИ

^

2

=

~ •

20=83

т, = 2

7 3 - 5 , 2 5

• 10-

6

Г Г ,

з

( 4 . 0 2 )

м/с;

6

• (5-1,2) • 10 -

.

8з2 2 г

- °

=

= 252 °К. 2.

Розрахунок коефіцієнта і вибір регулятора

пропускної здатності тиску (РТ)

Основними параметрами, що визначають пропускну з д а т н і с т ь ф в и к о н а в ч о г о п р и с т р о ю Р Т б у д ь - я к о г о типу, є у м о в н и й д і а м е т р о!у п р о х і д н о г о п е р е р і з у і в і д п о в і д н и й йому коефіцієнт пропускної здатності / С „ . Х а р а к т е р течії г а з у через д р о с е л ю ю ч и й о р г а н Р Т х а р а к т е р и з у є його п р о п у с к н у з д а т н і с т ь . П р и д о к р и т и ч н о м у р е ж и м і в и т і к а н н я п р о п у с к н а здат­ ність з а л е ж и т ь від різниці т и с к і в в х о д у і в и х о д у Р , — Р 2 , а при к р и т и ч н о м у і н а д к р и т и ч н о м у — т і л ь к и від в х і д н о г о тиску Р , . 2 3 8

К р и т и ч н е с п і в в і д н о ш е н н я тисків в и з н а ч а є т ь с я :

П р и - ^ - < 2 — р е ж и м докритичний,і швидкість газу н а виході дроселюючого органу м е н ш а за П р и — > 2 —режим Р

критичний

швидкість звуку.

або надкритичний.

2

Коефіцієнт пропускної здатності РТ визначається по таких формулах: п р и | і < 2 ;

*,,= 7

при|і>2;

П

^ У = 3 ^ ;

(4.03)

*У=_^У^Т7\

де С?н — о б ' є м н и й р о з х і д ( 2 7 3 ° К ;

(4.04) 3

101 к П а ) , м / г о д ;

Ку — к о е ф і ц і є н т п р о п у с к н о ї з д а т н о с т і ; Р , — тиск д о регулятора, М П а ; Р 2 — тиск після регулятора, М П а ; Т — температура газу, °К; р н — густина г а з у при н о р м а л ь н и х у м о в а х , ( 2 7 3 ° К ; 101 к П а ) ; 2 — коефіцієнт стисливості

кг/м

3

газу.

П р и м а л и х п е р е п а д а х т и с к у н а Р Т н е х т у ю т ь стисливіс­ т ю г а з у . П р и ^ ^ 0 , 0 8 п о м и л к а н е п е р е в и щ у є 2,5 % , при др

— >0,08

потрібно

враховувати

стисливість газу.

З а р о з р а х о в а н и м з н а ч е н н я м К у п і д б и р а є м о п о таб­ л и ц і н а й б л и ж ч е з н а ч е н н я ф а к т и ч н о г о к о е ф і ц і є н т а про­ пускної здатності регулятора або регулюючого клапана з різними типами затворів. П р и к л а д 4.2 П і д і б р а т и р е г у л я т о р тиску. 3 Вихідні д а н і : С?н = 2 5 0 т и с . м / г о д ; 3 р„ = 0 , 7 1 к г / м ; Г = 273 °К; Р,=3,7 МПа; Р?=1,2 МПа. Кількість ниток редукування 2 + 1 . 239

Перевіримо співвідношення:

А

|1_=3(08>2

=

З н а ч и т ь к о е ф і ц і є н т К у в и з н а ч а є м о п о ф о р м у л і 4.04: ^

^

З

Т

^ 0,71

-273

-183.

По таблиці 4.03 підбираємо регулятор тиску ВТК62001-100, д л я я к о г о / С к = 2 0 0 , д і а п а з о н р е г у л ю в а н н я тиску 0.34-1,6 М П а . Р е к о м е н д у є т ь с я в и б и р а т и прохідний п е р е р і з з а т в о р а регулятора так, щоб максимальна продуктивність була з а б е з п е ч е н а п р и п е р е м і щ е н н і з а т в о р а н е б і л ь ш я к н а 0,9 п о в н о г о х о д у [ 8 ] . Д л я цього р е г у л я т о р п о т р і б н о розрахо­ в у в а т и на продуктивність, що перевищує максимальну на 15-=-20 % . Т о б т о , р о з р а х у н к о в а п р о п у с к н а з д а т н і с т ь ви­ значається: (?р = (1,15-=-1,2)
(4.05)

З г і д н о [8] п е р е п а д т и с к у н а о д н о м у д р о с е л ю ю ч о м у о р г а н і н е м а є п е р е в и щ у в а т и 2,5 М П а . П р и б і л ь ш и х пере­ п а д а х застосовують редукування у два ступеня. 3.

Розрахунок діаметра отвору дроселя другого ступеня редукування

У схемах двоступінчатого редукування газу на Г Р С , де р о з х і д г а з у к о л и в а є т ь с я в н е в е л и к и х м е ж а х , з а м і с т ь регу­ л я т о р і в д р у г о г о с т у п е н я м о ж у т ь в с т а н о в л ю в а т и с ь постійні дроселі або розширювальні дросельні камери. З а с т о с у в а н н я постійних д р о с е л і в з а б е з п е ч у є спрощен­ н я к о н с т р у к ц і ї р е д у к у ю ч о г о в у з л а , р о з в а н т а ж е н н я регу­ л я т о р а по п е р е п а д у т и с к у при послідовній у с т а н о в ц і з ре­ г у л я т о р о м і р о з в а н т а ж е н н я по п р о д у к т и в н о с т і при пара­ л е л ь н і й у с т а н о в ц і , а т а к о ж з н и ж у є шум і в і б р а ц і ю на Г Р С :

* —м

А

К1

РТ

щ

ез Др

Рг

х н ^ К2

Д л я н о р м а л ь н о ї р о б о т и п о с т і й н о г о д р о с е л я у ІІ-му с т у п е н і р е д у к у в а н н я н а Г Р С н е о б х і д н о , щ о б п р и всіх в и т р а т а х абсолютний тиск Рх перед дроселем не переви240

щ у в а в 1,0Ч-1,5 М П а п р и п о с т і й н о м у а б с о л ю т н о м у т и с к у Р 2 з а д р о с е л е м , ідо д о р і в н ю є 0 , 2 - ^ 0 , 3 М П а . П р и в и б р а н о м у п е р е п а д і д р о с е л ь п р а ц ю є тільки при надкритичному режимі витікання, так як

Д і а м е т р постійного д р о с е л я д л я к р и т и ч н о г о і надкритичного витікання газу, мм, визначається по формулі: (4.06) 3

де (?„ — р о з х і д газу, м /год, при Р = 0,І013 МПа, Г „ = 2 7 3 °К; 3 р„ — густина г а з у при н о р м а л ь н и х у м о в а х , к г / м ; Ті— р о б о ч а т е м п е р а т у р а г а з у , ° К ; Р , — а б с о л ю т н и й т и с к г а з у п е р е д д р о с е л е м ( п і с л я ре­ г у л я т о р а 1-го с т у п е н я ) , М П а . Д о в ж и н а д р о с е л я приймається рівною, мм: /=3• П р и к л а д 4.3

а.

В и з н а ч и т и д і а м е т р постійного д р о с е л я ІІ-го с т у п е н я р е д у к у в а н н я , в и к о р и с т о в у ю ч и вихідні д а н і п р и к л а д у 4.02. Т и с к на виході п і с л я р е г у л я т о р а 1-го с т у п е н я Р 2 = 1,2 М П а . В и з н а ч и м о робочу т е м п е р а т у р у г а з у п і с л я 1-го сту­ пеня: Т-АТ

(4.07)

де Т — р о б о ч а т е м п е р а т у р а г а з у п е р е д 1-м ступенем умові п р и к л а д у 4 . 0 2 ) , ° К ; в

(по

Л У д р . — з н и ж е н н я температури газу при дроселюванні 1-му ступені р е д у к у в а н н я , ° К . > , АГдр=5,5.(/ ,-/ 2)

(4.08)

Л Г = 5 , 5 . ( 3 , 7 - 1 , 2 ) = 1 4 °К, тоді Т , = 2 7 3 - 1 4 = 2 5 9 ° К . Д і а м е т р постійного дроселя в и з н а ч а є т ь с я : "

V

118,8 • 1,2 241

4.

Вибір

запобіжного

клапана

З а п о б і ж н і к л а п а н и р о з р а х о в у ю т ь с я н а п о в н у пропуск­ ну здатність ГРС, кг/годину. Д л я вибору к л а п а н а по довіднику необхідно визначити його діаметр, мм: с і = л / і ! = V 1,273 • Р,

(4.09)

я

2

де

Р — п л о щ а перерізу к л а п а н а , мм . Необхідний прохідний переріз к л а п а н а по формулі:

визначається

0

р=

(4.10)

5,02 • а • В • \І(Р[-Р'2) • р,

де

О — пропускна

здатність

клапана,

кг/год;

о =
витрати

газу

(4.П)

клапаном:

« = 0,54-0,8; В — к о е ф і ц і є н т , я к и й з а л е ж и т ь від п о к а з н и к а а д і а б а т и «К»; К

1

1,14

1,24

1,3

1,4

2,0

3,0

4,0

6,0

В

0,43

0,45

0,46

0,47

0,48

0,54

0,61

0,66

0,72

Р\ — м а к с и м а л ь н и й ном, М П а :

надлишковий

р;=Р24-0,1013 Р'ч — м а к с и м а л ь н и й на, М П а :

тиск

10,0 0,79

перед

клапа­

після

клапа­

МПа;

надлишковий

тиск

^ 2 = 0,1013 М П а ; 3

р , — густина газу при Р | і Г|, кг/м . Густина газу в робочих умовах в и з н а ч а є т ь с я :

р ^ р - ' я ! ^ * , ' де р н — г у с т и н а г а з у при 2 7 3 °К і 0,1013 М П а ; ТИ — н о р м а л ь н а т е м п е р а т у р а , ° К ; Р „ — н о р м а л ь н и й тиск, М П а ; 242

( 4 л 2 )

Г , — температура

газу

перед

запобіжним

клапаном,

К; 2 , — к о е ф і ц і є н т с т и с л и в о с т і г а з у п р и Р , і 7\; Р і — м а к с и м а л ь н и й надлишковий тиск газу клапаном, М П а .

перед

П р и к л а д 4.4 Підібрати запобіжний п р и к л а д у 4.2; 4.3.

клапан

для

ГРС

за

даними

Показник адіабати /С=1,3; к о е ф і ц і є н т с т и с л и в о с т і 2, = 0,92. В и з н а ч а є м о густину г а з у в р о б о ч и х у м о в а х : ^

=0

-

71

2

2

7

'о..ОІ3 .;5 9 'о.92

=9.6 к г / м ' .

П р о х і д н и й переріз к л а п а н а з у р а х у в а н н я м п р о п у с к н о ї здатності: С = 125 000 • 0,71 = 88 750 к г / г о д ; 2

_ - = г - = 13 8 7 3 мм . 5,02 • 0,8 • 0,47 • дГ1,3013 — 0,1013) • 9,6 Діаметр клапана визначиться:

Р=

й= V 1,273 • 13 8 7 3 = 132 м м . По

[10]

п і д б и р а є м о к л а п а н С П П К З - 1 5 0 , № пружи­

ни 36, м е ж і н а с т р о й к и 0,8-=-1,3 М П а . Встановлюються по два клапани на нитку г а з о п р о в о д у . 5. на

Визначення дільниці

кожну вихідну

розходу газу газопроводу

П р и русі г а з у в г а з о п р о в о д а х с е р е д н ь о г о і в и с о к о г о тиску виникає з н а ч н е падіння тиску по довжині через п о д о л а н н я г і д р а в л і ч н и х о п о р і в . П р и цьому г у с т и н а г а з у зменшується. Д л я горизонтального газопроводу масова витрата, к г / с , г а з у в и з н а ч а є т ь с я з [11] по ф о р м у л і :

2

де Р — п л о щ а п е р е р і з у труби, м ; Рі і Р 2 — н а д л и ш к о в и й т и с к на газопроводу, П а ;

початку

і

в

кінці

243

О — д і а м е т р г а з о п р о в о д у , м; 2— к о е ф і ц і є н т с т и с л и в о с т і г а з у ; X — коефіцієнт гідравлічного опору; /? — г а з о в а

стала

# С н , = 519,26

н-м/кг-°К,

[11];

Т — т е м п е р а т у р а г а з у , °К; / — д о в ж и н а г а з о п р о в о д у , м. О б ' є м н и й р о з х і д г а з у , м^/с: (4.14) 3

де р н — г у с т и н а г а з у , к г / м . 3 Годинний розхід, м /год: = С ? у 3600.

(2у ГОД

П р и к л а д 4.5 Визначити розхід газу в горизонтальному газопроводі д о в ж и н о ю 10 км; д і а м е т р о м 5 2 9 X 10; 5 а б с о л ю т н и й т и с к н а п о ч а т к у Р , = 4 • 10 П а , 5 в кінці Р 2 = 2 • 10 П а ; г а з о в а с т а л а ЯСн4 = 5 1 9 , 2 6 н • м / к г • К; т е м п е р а т у р а г а з у 278 ° К ; 3 густина г а з у р н = 0 , 7 1 к г / м ; к о е ф і ц і є н т г і д р а в л і ч н о г о опору Я, = 0,02. Так як тиски Р1 і Р2 достатньо низькі, то п р и й м а є м о

2 = 1. В и з н а ч а є м о масовий розхід газу: 2

М =

3,14 • 0.509 4

2

= 29,5 Об'ємний

2

(4 -2 ) - 10'° . 0,509 V 0,02 • 1 • 519,26 • 278 • 10 000 кг/с.

розхід г а з у : 3

0,71 Годинний

41,5 м / с .

р о з хсід ід газу:


244

3

3

м /год.

П р и к л а д 4.6 Визначити перепад тиску в горизонтальному газопроиоді, в и к о р и с т о в у ю ч и д а н і п р и к л а д у 4 . 5 . 5

Р 2 = 2 • 10 П а .

Р\-Р\=

м'.к.г.к.т.і

(415)

^

В и р а з и м о с е к у н д н и й м а с о в и й р о з х і д г а з у ч е р е з об'єм­ ний г о д и н н и й розхід: М--

рг

3600

3

1

р 2 ^ ( '50 • Ю • 0,71 \ 2

3600

V

У

0,02 • 1 • 519,26 . 278 » 10 000 3,14 . 0,509

2

пспп

0,009

4 10

= 12,63 • 10 ; 10

Р , = у 12,63 • \0

10 і 2 + Р 2 = V 12,63 • 10 + 4 • 10

= V 16,63 • 10'° = 4 , 0 • 10

5

Па.

П е р е п а д тиску: 5 5 Р , _ Р 2 = ( 4 - 2 ) • 10 = 2 • 10 П а

6.

Визначення діаметра сопла для одоризації газу

О д о р и з а ц і я виконується шляхом автоматичного вводу одоранту пропорційно розходу газу. Г а з і з т и с к о м Р [ д о д і а ф р а г м и н а д х о д и т ь у б а ч о к (3) з о д о р а н т о м ( р и с . 4.24) і у т в о р ю є т и с к на с т о в п о д о р а н т у , я к и й д о р і в н ю є Р\ — Но • р • §• Тиск виходу одоранту з сопла дорівнює Л-р-£+ДР=Я, де Н — в и с о т а у с т а н о в к и б а ч к а , м; / і = 1 м; Яо — в и с о т а б а ч к а ; 3 3 р — г у с т и н а о д о р а н т у , к г / м ; рСзя55я — 8 6 5 к г / м ; 2 Д Р — п е р е п а д тиску н а д і а ф р а г м і , П а ; £ = 9,81 м / с . В е л и ч и н а Н • р • § — с т а л а д л я д а н о ї у с т а н о в к и і до­ рівнює 8 4 8 6 П а . Р о з р а х у н о к діаметра сопла д л я виходу одоранту вико245

Рис. 4.24. Схема крапельного одоризатора

н у е т ь с я по ф о р м у л і в и т і к а н н я р і д и н и з ц и л і н д р и ч н о ї на­ садки [12]: (4.16) де V

3

розхід одоранту, м /с;

2

І — п л о щ а перерізу сопла, м , / =

;

Ф

к о е ф і ц і є н т в и т і к а н н я , ф = 0,82 [ 1 2 ] ; 2 § — прискорення сили ваги, м/с ; Н — т и с к в и т і к а н н я о д о р а н т у із с о п л а , М П а . Після підставлення у формулу значення / одержимо значення діаметра сопла, м: й= ЛІ

АУ V л • ф • -\

(4.17)

Приклад 4 . 7 Визначити діаметр сопла д л я витікання одоранту на 3 3 Г Р С , п р о д у к т и в н і с т ю 9 = 7 0 » 10 м / г о д ; 3 н о р м а р о з х о д у о д о р а н т у — 16 г на 1000 м г а з у ; д і а м е т р д і а ф р а г м и сІ = 0,169 м; 246

3

рст = 0 , 7 1 к г с / м ; 5 Р, = 3 • Ю Па; Г=278°К; 2 = 0,9. 3 В и з н а ч и м о розхід одоранту, м /с: у= *

016

Я • °-

1 0 0 0 . Р- 3600

= 4 , 4 4 • 10'

9

• -2- = 7 , 7 • 10~ Р

7

3

м /с. '

П е р е п а д тиску н а д і а ф р а г м і Д Р , П а з а д а є т ь с я , вихо­ дячи з діаметра діафрагми, ДР приймаємо мінімальним 5 0,1 • Ю П а . Тиск виходу одоранту з сопла в и з н а ч и т ь с я : Н= \ . 8 6 5 . 9,81 + 1 0 0 0 0 = 1 8 4 8 5 Па = 0,018 М П а . Діаметр сопла для одоризації:

= 0 , 5 5 мм.

7.

Визначення кількості тепла для підігріву газу

Кількість тепла д л я формулі, кДж/год:

підігріву

газу

визначається

. ро . С Р • АТ,

по

(4.18) 3

де

а — розхід газу через регулятор, м /год; 3 ро — г у с т и н а г а з у п р и н о р м а л ь н и х у м о в а х , к г / м ; с р — м а с о в а т е п л о є м н і с т ь г а з у при п о с т і й н о м у т и с к у , к Д ж / к г • град. Д Г — т е м п е р а т у р а підігріву г а з у , ° К ; С р = 2,5;

Г=4-=-5°К.

П р и к л а д 4.8 В и з н а ч и т и н е о б х і д н у к і л ь к і с т ь т е п л а д л я підігріву г а з у 3 3 п р и 4 = 70 • 10 м / г о д ; 3

ро = 0,73 к г / м . С} = 70' 10

3

• 0,73 • 2,5 • 5 = 6 3 8 7 5 0 к Д ж / г о д . 247

4.2. ГАЗОРЕГУЛЯТОРНІ ПУНКТИ

Г а з о р е г у л я т о р н і п у н к т и ( Г Р П ) п р и з н а ч е н і д л я знн ж е н н я тиску газу і підтримання тиску на з а д а н и х рівнях їх споруджують у населених пунктах, на території промислових, комунальних та інших підприємств. З а л е ж н о від п р и з н а ч е н н я Г Р П р о з м і щ у ю т ь у будин­ к а х , р о з т а ш о в а н и х о к р е м о , в п р и б у д о в а х д о будівель, у ш а ф а х на негорючій стіні з о в н і г а з и ф і к о в а н о г о будинку а б о в о к р е м о р о з т а ш о в а н і й негорючій опорі. У Г Р П встановлюють таке устаткування: фільтри, запобіжно-запірні клапани (ЗЗК), р е г у л я т о р и тиску ( Р Т ) , з а п о б і ж н і с к и д а л ь н і п р и с т р о ї ( З С П ) н а виході, з а п і р н у а р м а т у р у , м а н о м е т р и н а вході т а в и х о д і , а т а к о ж н а б а й п а с і . В и т р а т о м і р и п е р е д б а ч а ю т ь с я при н а я в н о с т і обґрунтування їх установлення. О с н о в н и й р е г у л я т о р тиску Г Р П о б и р а ю т ь з а макси­ мальною розрахунковою витратою газу споживачами і за п о т р і б н и м п е р е п а д о м тиску п р и р е д у к у в а н н і . П р о п у с к н у з д а т н і с т ь р е г у л я т о р а тиску п р и й м а ю т ь на 1 5 4 - 2 0 % біль­ ш е м а к с и м а л ь н о ї розрахункової витрати. З З К встановлю­ ю т ь п е р е д р е г у л я т о р а м и тиску, а З С П — з а р е г у л я т о р а м и після витратоміру. Я к З С П застосовують к л а п а н и С П П К ( П П К ) а б о гідравлічні з а п о б і ж н и к и ( Г З ) . Н е о б х і д н у п р о п у с к н у з д а т н і с т ь З С К в и з н а ч а ю т ь , ви­ ходячи з таких умов: — я к щ о перед Р Т в с т а н о в л ю ю т ь З З К , т о п р о п у с к н а 3 з д а т н і с т ь с к и д а л ь н о г о к л а п а н а , м / г о д ф = 2£), де Б — діаметр сідла Р Т , мм; — я к щ о п е р е д Р Т н е в с т а н о в л ю є т ь с я З З К , т о пропуск­ н а з д а т н і с т ь З С К н е м е н ш е п р о п у с к н о ї з д а т н о с т і най­ більшого Р Т ; — я к щ о перед Р Т н е в с т а н о в л ю є т ь с я З З К , а л е спожи­ вачі м а ю т ь додаткові регулюючі пристрої, то пропускна з д а т н і с т ь З С К с т а н о в и т ь не м е н ш е ііі % від п р о п у с к н о ї здатності найбільшого РТ. Вибір

оптимальної

кількості

ГРП

Оптимальну кількість Г Р П в и б и р а ю т ь з у р а х у в а н н я м мінімальних приведених витрат а б о капітальних вкладень, необхідних д л я спорудження Г Р П , підведення високого а б о с е р е д н ь о г о тиску д о нього і г а з о р о з п о д і л ь н о ї м е р е ж і н и з ь к о г о тиску, в я к у н а д х о д и т ь г а з із Г Р П . Визначити оптимальну кількість Г Р П м о ж н а методом 248

в а р і а н т н и х р о з р а х у н к і в ( 1 3 ) , а т а к о ж по н о м о г р а м і , в я к у входять такі величини: <7пит.— питоме навантаження в мережах низького ТИСКу>

*^

го

*

на м е т р д о в ж и н и г а з о п р о в о д у ;

а — с е р е д н я д о в ж и н а д і л ь н и ц і г а з о р о з п о д і л ь н о ї мере­ жі н и з ь к о г о т и с к у , м; /? —• о п т и м а л ь н и й р а д і у с дії Г Р П , м; 3 С?стт — о п т и м а л ь н е н а в а н т а ж е н н я н а Г Р П , м / г о д ; А — в а р т і с т ь Г Р П з у р а х у в а н н я м г а з о п р о в о д у високо­ г о а б о с е р е д н ь о г о тиску; АН — в т р а т и н а п о р у в м е р е ж і н и з ь к о г о тиску, П а . О т р и м а н и й по н о м о г р а м і ( р и с . 4.25) о п т и м а л ь н и й ра­ д і у с дії Г Р П , уточнюють по формулі Я=К-К,

(4.19)

де К — п о п р а в о ч н и й к о е ф і ц і є н т , я к и й п р и й м а є т ь с я по т а б л и ц і 4.08 з а л е ж н о від з а д а н и х А і АН. О п т и м а л ь н а кількість Г Р П в и з н а ч а є т ь с я п о форму­ лі ( 1 3 ) 249

Таблиця

4.08

З н а ч е н н я К при А ( у м о в н и х о д и н и ц ь ) Л Н. Па 3900

4450

5000

5560

6100

500

0.81

0,86

0,91

0,96

1

700

0,83

0,88

0,93

0,98

1,02

1000

0,85

0,91

0,96

1,01

1,06

1200

0,87

0,92

0,98

1,03

1,07

1500

0,88

0,94

1

1,05

1700

0,91

0,96

1,03

1,08

1,1 1,12

МОПТ.= - ^ ,

(4.20) 3

де

— с у м а р н и й розхід газу в мікрорайоні, м /год. П р и к л а д 4.9

Визначити оптимальну кількість ГРП вартістю Л = 5 0 0 0 у. о. ( к о ж н и й ) : с у м а р н и й р о з х і д г а з у н и з ь к о г о 3

т и с к у <2 г =6500 м /г; с е р е д н я д о в ж и н а д і л ь н и ц і а = 2 5 0 м; 3 п и т о м е н а в а н т а ж е н н я дПит. = 0,25 м /г • м; прийнята розрахункова втрата напору Д # = 1 0 0 0 П а . П о н о м о г р а м і ( 1 3 ) , р и с . 4.25, ( п р а в и й в е р х н і й квад­ р а н т ) з н а х о д и м о /? = 3 8 0 м. В і д п о в і д н о до в и х і д н и х д а н и х у т о ч н ю є м о р а д і у с дії Г Р П , п о п е р е д н ь о в и б р а в ш и п о таб­ л и ц і 4.08 з н а ч е н н я # = 0,96: # ' = 380 • 0,96 = 365 м. П о н о м о г р а м і ( л і в и й верхній 3 знаходимо ОПТ = 600 м /г. О п т и м а л ь н а кількість Г Р П :

<2 .

Устаткування Регулятори

низького

тиску

і

нижній

квадранти)

ГРП РТ-32М

і

РТ-50М

Регулятори РТ-32М і РТ-50М можуть постачатися з р і з н и м и д і а м е т р а м и сідел і п р у ж и н а м и д л я н а с т р о ю в а н ­ ня вихідного тиску: 0,9—2 к П а д л я природного (мережного) газу, 2—3,5 к П а д л я зрідженого газу. П р и монтажі регулятора пружиною вниз вихідний тиск буде на 0 , 3 —

250

0,4 к П а м е н ш и й з а в к а з а н и й . Р е г у л я т о р с к л а д а є т ь с я з двох основних вузлів: мембранної камери і чавунної х р е с т о в и н и , в якій є г н і з д о д л я в с т а н о в л е н н я з м і н н о г о с і д л а . Вхід г а з у м о ж е б у т и в и к о н а н и й п о осі с і д л а а б о з б о к у ( п о осі х р е с т о в и н и ) . П р и ц ь о м у з м і н ю є т ь с я про­ пускна здатність регулятора. З і з б і л ь ш е н н я м д і а м е т р а с і д л а з м е н ш у є т ь с я допусти­ мий в х і д н и й тиск. Настроювання регулятора на заданий вихідний тиск п о в и н н о в и к о н у в а т и с ь п р и с е р е д н ь о м у р о з х о д і г а з у . Зни­ ж е н н я вихідного т и с к у в и к о н у ю т ь о б е р т а н н я м г в и н т а ( 2 ) за годинниковою стрілкою; підвищення — обертанням гвинта проти годинникової стрілки. У р е г у л я т о р в м о н т о в а н и й с к и д а л ь н и й з а п о б і ж н и й кла­ пан, настроювання якого на спрацювання в м е ж а х тиску 2—4 кПа ( д л я Р Т - 3 2 М ) і 1,5—4 к П а ( д л я Р Т - 5 0 М ) виконують стисканням пружини (8) (рис. 4.26). П о д а ч а г а з у на вхід р е г у л я т о р а при в і д к л ю ч е н і й ім­ п у л ь с н і й лінії не д о п у с к а є т ь с я . Р е г у л я т о р и Р Т - 3 2 М і Р Т - 5 0 М в о с н о в н о м у застосову­ ють у ш а ф н и х Г Р П .

Рис.

Регулятор тиску газу РТ-50М.

/, 12, 33 - п р о б к и . 2 — регулювальний г в и н т , 3, « — пружини, 4, 7 — мембрани, 5, 18 — в е р х н я і н и ж н я к р и ш к и к о р п у с у , 6, ІЗ — ш т у ц е р и , 9, 15,19,26, 32, 34 — п р о к л а д ­ ки, 10 — г в и н т М 5 Х 1 2 , П — к р и ш к а к о р п у с у с к и д а л ь н о г о к л а п а н а , 14, ЗІ, 37 — н а к и д н і г а й к и , 16, ЗО — н і п е л і , 17— с т о я к в а ж е л я , 20— г в и н т М 6 Х 2 0 , 21, 22, 27 — г а й к и М 4 , 23— ш т о в х а ч , 24— в а ж і л ь , 25— в і с ь важеля, 28— ш п и л ь к а к л а п а н а , 29 — к л а п а н , 35 — с і д л о к л а п а н а , 36 — х р е с т о в и н а р е г у л я т о р а , 38—мале к і л ь ц е

251

Рис. 4.27. Регулятор тиску РТУК-2 (загальний вигляд). / — п л у н ж е р , 2 — с і д л о , З — м е м б р а н а , 4, 8 — д р о с е л і , 5, 6,7 — т р у б к и і м п у л ь с н і , 9 — т р у б о п р о в і д і м п у л ь с н и й , 10 — п і л о т , // — п а т р у б о к з ' є д н у в а л ь н и й , 12 — к о р п у с , 13 — к о л о н к а

Регулятори

РТУК-2

Регулятори тиску універсальної конструкції К а з а н ц е в а Р Т У К - 2 с к л а д а ю т ь с я з д в о х о с н о в н и х в у з л і в : регулю­ ючого к л а п а н а (12) і пілота (10) (рис. 4.27). Д л я в и х і д н о г о т и с к у г а з у в і д 0,5 д о 6 0 к П а р е г у л я т о р 252

Таблиця 4.09 3 Пропускна здатність, м /год, регуляторів 3РТ-32М і РТ-50М (для газу з /о-=0,7 кг/м ) Д і а м е т р с і д л а р е г у л я т о р а мм

Тиск на вході,

РТ-32М

МПа 4

РТ-50М

6

10

0,02

5

11

19

0,06

10

19

35

0,1

13

25

45

0,2

22

41

75

0,4

38

70

—

0,6

53

105

—

0,8

72

145

—

1,0

91

190

8

п

20 20 42 42 56 55 90 89 158 150 225 213 290 275 350 337

37 37 85 80 117 112 180 170 292 277 410 388 524 500 638 610

15

20

25

58 50 130 120 183 167 314 267 525 483 775 717

108 92 225 200 308 270 500 433

165 125 338 265 466 363

—

—

—

—

—

—

—

—

к о м п л е к т у ю т ь пілотом К Н - 2 , а д л я т и с к у від 60 до 600 к П а — пілотом К В 2 . М і н і м а л ь н о н е о б х і д н и й д л я ро­ боти р е г у л я т о р а п е р е п а д тиску 3 к П а . П і л о т КВ-2 н а відміну від п і л о т а К Н - 2 д л я з м е н ш е н н я а к т и в н о ї п л о щ і м е м б р а н и ( 1 8 ) м і ж нею і н и ж н ь о ю криш­ кою м а є д и с к (19) із з о в н і ш н і м д і а м е т р о м 160 мм і в н у т р і ш н і м — 5 5 мм. С а р а т о в с ь к и й з а в о д « Г а з о а п а р а т » в и п у с к а є пілоти КВ-2 з н и ж н ь о ю к р и ш к о ю ( 2 4 ) , конфігу­ рація якої дала змогу не застосовувати диск (19). При необхідності заміни ущільнюючої прокладки п л у н ж е р а (1) ї ї в и г о т о в л ю ю т ь і з м а с л о б е н з о с т і й к о ї гуми с е р е д н ь о ї т в е р д о с т і М Б С - С ( Д С Т У 7338-77) т о в щ и н о ю 6 міліметрів. Вихідний тиск в и з н а ч а є т ь с я с т и с к а н н я м п р у ж и н и (20) п і л о т а , я к е в и к о н у ю т ь в в е р т а н н я м с т а к а н а ( 2 1 ) . З і збіль­ ш е н н я м с т и с к а н н я п р у ж и н и вихідний т и с к п і д в и щ у є т ь с я . П р и перевірці с т а н а пілота п е р е в і р я ю т ь х о л о с т и й хід з о л о т н и к а ( 1 4 ) , я к и й м а є бути не м е н ш и м 2 мм, а потім н а с т у п н и й за ним р о б о ч и й хід, я к и й д о р і в н ю є 1,5 — 2 мм. Хід з м і н ю є т ь с я підгонкою ш п и л ь к и (16) з о л о т н и к а . 253

Розміри РТУК-2 Розміри, мм

Регулятор

РТУК-2-50 РТУК-2-100 РТУК-2-200

1*

о

п

А

230 350 600

360 466 650

308 450 680

180 234 360

Регулятори

РТБК

Регулятори тиску блочні конструкції Казанцева ( Р Т Б К ) в и п у с к а є С а р а т о в с ь к и й з а в о д « Г а з о а п а р а т » за­ мість регуляторів РТУК-2. Мінімальний вхідний тиск 50 к П а . Р е г у л я т о р и Р Т Б К випускають з йу = 2 5 (50 і 100 м м ) д в о х м о д и ф і к а ц і й Р Т Б К - 1 ( р и с . 4.28) і Р Т Б К - 1 П . Р е г у л я т о р Р Т Б К - 1 містить р е г у л ю ю ч и й к л а п а н , стабіліза­ т о р і р е г у л я т о р у п р а в л і н н я — пілот. Р е г у л я т о р Р Т Б К - 1 П н а в і д м і н у від Р Т Б К - 1 н е м а є с т а б і л і з а т о р а . Максимальний вхідний тиск: для £) у = 2 5 м м — 1,6 М П а ; д л я / ) у = 5 0 (100) мм — 1,2 М П а . Вихідний

Р и с . 4 . 2 8 . Схема регулятора Р Т Б К - 1 . / — корпус регулюючого клапана ( Р К ) , 2, 3, 5, 7, 8, 12 — трубо­ проводи імпульсні, 4 — стабілізатор, 6 — пілот, 9 — манометр, 10 — газопровід, // — кран, 13, 14, /5 — д р о с е л і регулюючі, 16 — колонка імпульсна

254

тиск д л я Р Т Б К - 1 — від 1 до 60 к П а , Р Т Б К - 1 П — від ЗО до 600 к П а . Регулюючий клапан регуляторів із £ ) у = 1 0 0 мм має змінні с і д л а д і а м е т р о м 5 0 а б о 7 0 м м . Р е г у л я т о р и із £) у = 25 (50 м м ) м а ю т ь с і д л а п о с т і й н о г о р о з м і р у , я к і д о р і в н ю ю т ь в і д п о в і д н о 21 і 35 м м . К о р п у с р е г у л я т о р і в Р Т Б К ( р и с . 4.28) м а є і м п у л ь с н у к о л о н к у ( 1 6 ) , куди п і д в е д е н а і м п у л ь с н а т р у б к а в и х і д н о г о т и с к у ( 1 2 ) . Тут ж е в с т а н о в л е н і р е г у л ю ю ч і д р о с е л і ( 1 3 ) , (14), які с к л а д а ю т ь с я з корпусу, голки з прорізом і з а х и с н о г о к о в п а ч к а . Д р о с е л ь ( 1 4 ) п р и з н а ч е н и й д л я підн а с т р о й к и р е г у л я т о р а при в и н и к а н н і в і б р а ц і ї в р о б о т і р е г у л я т о р а . У Р Т Б К - 2 5 д р о с е л ь (14) відсутній. З а допо­ м о г о ю д р о с е л і в (14) і (15) у с т а н о в л ю ю т ь н е о б х і д н и й т и с к газу в підмембранній порожнині регулюючого к л а п а н а і забезпечують роботу регулятора без автоколивань. У корпусі с т а б і л і з а т о р а ( 4 ) в с т а н о в л е н о с і д л о діамет­ ром 3,5 м і л і м е т р а . Хід р е г у л ю ю ч о г о п л у н ж е р а стабілізато­ р а с т а н о в и т ь 1,54-2 міліметри. Г а з і з вхідним т и с к о м , щ о н а д х о д и т ь у с т а б і л і з а т о р по лінії ( 3 ) , д р о с е л ю є т ь с я (пере­ п а д т и с к у д о р і в н ю є 30-=-50 к П а ) і по лінії (5) н а п р а в л я ­ є т ь с я в пілот. С т а б і л і з а т о р не підтримує після себе постій­ ний т и с к ч е р е з те, щ о його п і д м е м б р а н н и й простір з'єдна­ ний і з п і д м е м б р а н н и м п р о с т о р о м р е г у л ю ю ч о г о к л а п а н а , а забезпечує тільки сталість перепаду тиску в пілоті. П і л о т Р Т Б К - 1 д а є змогу п і д т р и м у в а т и постійний т и с к у з а д а н и х м е ж а х . Н а с т р о й к у р е г у л я т о р а Р Т Б К - 1 н а зада­ ний в и х і д н и й т и с к в и к о н у ю т ь з м і н о ю с т и с к а н н я п р у ж и н и в в е р т а н н я м с т а к а н а пілота. П і л о т Р Т Б К - 1 П конструктив­ но м а й ж е аналогічний стабілізатору регулятора Р Т Б К - 1 . В і д м і н н і с т ь п о л я г а є в тому, що п і д м е м б р а н н и й п р о с т і р з ' є д н у є т ь с я з а т м о с ф е р о ю . П р о п у с к н а з д а т н і с т ь регуля­ т о р і в Р Т У К - 2 і Р Т Б К ( т а б л . 4.10) із сідлом сІс = 50 мм в и з н а ч а є т ь с я по формулі: де коефіцієнт К приймається т а к и м : А к

21

0,217

35 0,63

50

1,0

70

2

105 4,14

140 6,71

П р и н а с т р о й ц і Р Т Б К - 1 П д р о с е л і (4) і (5) р е г у л ю ю т ь т а к и м чином, щ о б т и с к у п і д м е м б р а н н і й к а м е р і регулю­ ю ч о г о к л а п а н а б у в б і л ь ш и м в и х і д н о г о тиску, щ о діє н а мембрану зверху. 255

Таблиця 4.10 3

3

Пропускна здатність V, (в м /год) регуляторів РТУК-2 і РТБК із сідлом 2

Р , Р(, МПа

0,05 0,08

йс = 50 мм <р = 0,73 кг/м )

МПа

0,03

0,05

0,08

0,1

0,15

0,25

0,6

0,01

0,5

0,005

0,4

0,004

0,3

0,003

0,02

0,002

б

7

8

9

10

11

14

іб

17

5

15

4

13

3

12

2

1005

1000

980

750

—

1288

1285

1280

1190

1000

1390

1270

1030 1295

1025 1290

0,1

1420

0,15

1790

1780 2140

0,2

— —

910 1640

1500

2130

2065

1690

—

2490

2315

1780

2800

2550

1950

3525

2500

0,25

2840

0,3

0,4

— —

4260

0,5

— —

3290

— — —

2990

4220 4970

0,6

3590

3330

— — —

4955

4620

3570

5615

5015

3920

6150

5500

7060

6560

7760

7660

6380

0,8

7085

0,9

7790

1,0

—

—

5670

0,7

--

8460

8500

1,1

9170

9200

1,2

Таблиця

4.И

Основні характеристики регуляторів тиску 3

Пропускна здатність, м^/год, при вхідному тискові, • 1 0 * Па

Т и с к , • ІО Па Найме куваинв

Позначення

2>у, мм

Діаметр с і д л а , мм

1

2

М з с а , КР

вхідний, не більше

вихідний, у м е ж а х

1

3

6

12

9

10

и

—

—

0,24 0,52

—

—

0,68 0,65

—

—

5,0 8,0

3

4

5

6

7

8

Регулятор тиску зрідженого газу

РТЗГІ-0,5 РТЗГІ-1,2

15

1,6 2

16

0,02—0,036

0,75 1,8

1,5 3,6

Регулятор тиску газу

РТГ-6 РТГ-8

15

1,6 2

16

0,02—0,036

0,75 1,8

1,5 3,6

Регулятор тиску газу домовий

РТГД-20

20

3

0,02-0,025

45

80

Регулятор низького тиску

РТ-32 М/С РТ-32 М/С

32

16

0,009—0,02

25 45

55 100

105

—

0,02—0,035

7 16

18 32

31 62

65

РТ-32 М/Ж РТ-32 М/Ж РТ-50 М/С РТ-50 М/С РТ-50 М/С РТ-50 М/Ж РТ-50 М/Ж

— 6 10 4 6

50

15 20 25

0,09—0,02

167 270 363

375 610

717

8 11

0,02-0,035

32 66

69 132

125 228

— 231

18

табл.

Продовження 1

2

2)у32

3

4

32

6 10

£К,32 50

Оу50 Лу50 0,50 РНТ-100 РНТ-150 РНТ-200

5

6

7

8

0,02-0,035

25 45

55 100

167 270 363

375 610

15 20 25

10

8

105

—

—

— —

— —

— —

18

105 200 330

3

0,0035-0,03

32 50

10 25

6

0,1-1,1

40 320

90 720

160 1260

0,005-0,6

900 1420 2825 5880

1790 2840 5650 11 800

3125 4970 9900 20 550

5800 9200 18 350 38 000

45 80 80 300

9500

19 000

33 340

—

300

720 1200 2300 4700

1790 2840 5650 11 800

3125 4970 9900 20 550

5800 9200 18 350 38 000

45 80 80 300

Регулятор тиску універсальний конструкції Казанцева

РТУК2Н-50 РТУК2Н-100 РТУК2Н-100 РТУК2Н-200

50 100 100 200

35 50 70 105

12

РТУК2Н-200

200

140

6

50 100 100 200

35 50 70 105

12

0,6-6,0

3000 7000 14 000

—

— — —

717

п

40 60 85

£>у32 £>у50

1500 3500 7000

9

100 150 200

Регулятор середнього тиску

РТУК2В-50 РТУК2В-100 РТУК2В-100 РТУК2В-200

6

4.11

—

13 26

Продовження г^зл. - . 1

б

7

6

0,6—6,0

7650

21 35

16

0,01-0,6

310 900

620 1790

1080 3125

2000 5800

26

100 100

50 70

12

1420 2825

2840 5650

4970 9900

9200 18 350

93 93

РТБКІП-25 РТБКІП-50

25 50

21 35

16

250 720

620 1790

1080 3125

2000 5800

23 36

РТБКІП-100 РТБКІП-100

100 100

50 70

12

1200 2300

2840 5650

4970 9900

9200 18 530

89 89

РТС-80 РТС-100

80 100

34 ' 42

12

1300 1860

2600 3700

4570 6460

8500 12 000

186 236

РТС-150 РТС-200 РТС-300

150 200 300

62 90 140

4850 9100 22 000

9600 18 000 43 600

16 800 31 600

2

3

4

200

140

РТБКІ-25 РТБКІ-50

25 50

РТБКІ-100 РТБКІ-100

РТУК2В-200 Регулятор тиску блочний конст­ рукції Казанцева

Регулятор серед­ нього тиску

5

6—10

0,3-6,0

0,005—6,0

8

9

19 000 33 340

10

_

— —

300 38

237 336 596

П р и м і т к а : 1. Регулятори низького і середнього тиску Иу 32 і 50 постачаються тільки в комплекті шафного ГРП типу ШРУ. 2. У регуляторів РТ-32М і РТ = 50М індекс «С» — мережний газ, «Ж» — зріджений газ. 3. Пропускна 5 здатність приведена при вихідному тискові: для РТУК-2В, РТБК-Ш і клапанів регулюючих — 0,6-10 Па, для РТ-64 — 5 5 3 3 1 0 П а , для решти — менше 0,05-10 Па, а також густина газу р-2,2 кг/м для РТСГ, РТГ, РТ-32М/Ж і 3 РТ-50М/Ж і р = 0,73 кг/м — для решти.

Запобіжні

запірні

клапани

З а п о б і ж н и й з а п і р н и й к л а п а н ( З З К ) п о в и н е н автома­ тично припиняти подачу газу с п о ж и в а ч а м при аварійній ситуації при підвищенні або зниженні тиску в газовій мережі понад задані границі. З З К встановлюють між ф і л ь т р о м і р е г у л я т о р о м тиску. Згідно Б Н І П 2.04.08—87 норми герметичності З З К м а ю т ь в і д п о в і д а т и 1-му к л а с о в і , т о ч н і с т ь с п р а ц ь о в у в а н н я с т а н о в и т ь ± 5 % від з а д а н о г о к о н т р о л ь о в а н о г о т и с к у . Найбільше поширення мають запобіжні клапани типу П К Н і П К В , ПКК-40М. Д л я заміни П К Н і П К В у МосгазНДІпроекті розроблено клапани К П Н і К П В . Клапани

ПКН

і

ПКВ

К л а п а н и П К В н а відміну в і д к л а п а н і в П К Н м а ю т ь сильнішу пружину, додатковий диск, що зменшує площу мембрани, і не м а ю т ь тарілки м е м б р а н и . Настройку П К Н ( П К В ) на спрацьовування виконують с п о ч а т к у при з н и ж е н н і т и с к у г а з у н и ж ч е від з а д а н о г о з н а ч е н н я , а потім п р и з б і л ь ш е н н і й о г о в и щ е з а д а н о ї м е ж і . М е ж і настройки контрольованого тиску, к П а , д л я ПКН: н и ж н я — від 0,3 до 3, в е р х н я — від 2 до 6 0 ; д л я П К В : н и ж н я — від 3 до ЗО, в е р х н я — від ЗО до 6 0 0 . О п и с конструкції і послідовність настройки викладені в ( 1 4 ) . К л а п а н и П К Н ( П К В ) з а с т о с о в у ю т ь з у м о в н и м и про­ х о д а м и 50, 80, 100 і 200 м і л і м е т р і в . П і д м е м б р а н н а порож­ нина головки к л а п а н а випробовується на герметичність т и с к о м 0,1 М П а д л я П К Н і 0,65 — д л я П К В . Клапани

ПКК-40М

Клапани ПКК-40М в основному застосовують у Г Р П ш а ф н о г о т и п у . Вхідний т и с к не б і л ь ш е 1,2 М П а . Р о з р і з н я ю т ь к л а п а н и модифікації П К К - 4 0 М Н , коли с п р а ц ь о в у в а н н я в и н и к а є при п і д в и щ е н н і в и х і д н о г о т и с к у від 1,5 до 5 к П а , і к л а п а н и П К К - 4 0 М С , які с п р а ц ь о в у ю т ь при тискові 5 — 6 0 к П а . П о д а ч а г а з у п р и п и н я є т ь с я клапа­ ном П К К - 4 0 М т а к о ж при з н и ж е н н і вхідного тиску а б о перепаду тиску на клапані нижче 1 0 — 1 5 к П а . К л а п а н и н а с т р о ю ю т ь н а с п р а ц ь о в у в а н н я при з а д а н о м у в и х і д н о м у тискові поворотом р е г у л ю ю ч о г о с т а к а н а . О д н е о б е р т а н н я й о г о змінює тиск с п р а ц ь о в у в а н н я п р и б л и з н о н а 260

3 кПа

при

пружині

середнього

тиску

(дріт

діаметром

4 м м ) і на 0,2 к П а при п р у ж и н і н и з ь к о г о т и с к у (дріт діамет­ ром 2 м м ) . К о л и п о т р і б н о п р и п и н и т и п о д а ч у г а з у і при з н и ж е н н і в и х і д н о г о т и с к у н и ж ч е в с т а н о в л е н о ї м е ж і , Г Р П і з клапа­ ном П К К - 4 0 М д о д а т к о в о к о м п л е к т у ю т ь , імпульсним р е л е конструкції Променергогазу (14). Межі настройки ( в к П а ) р е л е при н и з ь к о м у т и с к о в і 1—5, п р и середньо­ м у — від 5 д о 20 к П а . Клапани

КПН

і

КПВ 3

М а к с и м а л ь н а пропускна здатність (в м /год) клапанів 3 при р в х = 1,2 М П а (р = 0,72 к г / м ) д л я К П Н (В) ? = 3 = 5 0 - 5 8 0 0 , д л я К П Н (В) ? = 1 0 0 - 1 8 5 0 0 м /год. Конструкцію клапанів К П Н і К П В відрізняють такі особливості: використання зусилля стиснутої пружини д л я п р и т и с к а н н я запірного п л у н ж е р а до сідла, наявність командного приладу, застосування оригінальної системи п е р е д а ч і імпульсу руху від м е м б р а н и к о м а н д н о г о п р и л а д у до запірного плунжера клапана. Н а відміну від к л а п а н і в П К В к л а п а н и К П В м о ж н а н а с т р о ю в а т и н а с п р а ц ь о в у в а н н я при п і д в и щ е н н і в и х і д н о г о т и с к у д о 0,72 М П а . Командний прилад настроюють на спрацьовування с п о ч а т к у , по н и ж н і й , а потім по верхній г р а н и ц і . Запобіжні

скидальні

пристрої

Д л я у н и к н е н н я в і д к л ю ч е н н я с п о ж и в а ч і в від с и с т е м и г а з о п о с т а ч а н н я при р і з к о м у с к о р о ч е н н і р о з х о д у г а з у а б о протіканнях газу крізь негерметичний затвор регулятора тиску встановлюють запобіжні скидальні пристрої ( З С П ) , які в і д к р и в а ю т ь с я н а к о р о т к и й п р о м і ж о к ч а с у д л я випус­ кання в атмосферу надлишкового, як правило, незначного о б ' є м у г а з у . З г і д н о Б Н І П 2 . 0 4 . 0 8 — 8 7 п о ч а т о к спрацьову­ в а н н я З С П м а є бути з а б е з п е ч е н и й при п е р е в и щ е н н і мак­ с и м а л ь н о г о р о б о ч о г о т и с к у на 5 %, і п о в н е й о г о в і д к р и т т я при п е р е в и щ е н н і цього тиску не б і л ь ш е , ніж на 15 %. Щ і л ь н і с т ь з а к р и т о г о З С П м а є в і д п о в і д а т и 1-му к л а с о в і . К о н с т р у к т и в н о р о з р і з н я ю т ь п р у ж и н н і , м е м б р а н н і і рі­ динні З С П , а т а к о ж З С П , вбудовані в регулятори тиску. Д о них в і д н о с я т ь с я р е г у л я т о р и П С К - 5 0 , П 1 - 1 7 , П С П К - 5 0 ( м е м б р а н н і З С П ) , к л а п а н и 17с11ж, С П П К 4 Р ( п р у ж и н н і З С П ) , а т а к о ж гідравлічні з а п о б і ж н и к и ( Г З ) . 261

Клапани

ПСК-50

З а п о б і ж н и й с к и д а л ь н и й к л а п а н м а л о п і д й о м н и й мемб­ р а н н и й . У м а л о п щ й о м н и х к л а п а н і в підйом від с і д л а а б о опускання на сідло п л у н ж е р а відбувається поступово пропорційно збільшенню ( з н и ж е н н ю ) вихідного тиску. На відміну від них п о в н о п і д й о м н і к л а п а н и п р и п е в н о м у пере­ в и щ е н н і ( з н и ж е н н і ) р о б о ч о г о т и с к у в г а з о п р о в о д і відкри­ ваються (закриваються) відразу повністю. Повнопідйомні клапани є двопозиційними. П р о п у с к н а з д а т н і с т ь П С К - 5 0 при з б і л ь ш е н н і тиску 3 в г а з о п р о в о д і п о н а д з а д а н и й на 15 % с т а н о в и т ь , в м / г о д : 3 0 , 2 — 0 , 5 — на н и з ь к о м у і 7 — 2 0 м / г о д — на с е р е д н ь о м у тискові. М а л а п р о п у с к н а з д а т н і с т ь П С К - 5 0 п о я с н ю є т ь с я невеликою висотою підйому п л у н ж е р а . О с н о в н и й недолік П С К - 5 0 — н е г е р м е т и ч н і с т ь з а т в о р а при з н и ж е н н і т и с к у д о з а д а н о г о р о б о ч о г о п і с л я с п р а ц ь о ­ вування клапана, що може призводити до тривалого витікання газу в атмосферу. З а з н а ч е н е я в и щ е виникає в з в ' я з к у з тим, що д л я з а б е з п е ч е н н я г е р м е т и ч н о с т і з а т в о р а при посадці п л у н ж е р а зусилля, я к е притискає його до сідла, має бути більшим за те, що було потрібним д л я з б е р е ж е н н я г е р м е т и ч н о с т і з а т в о р а д о підйому плун­ ж е р а . Ц е д о д а т к о в е з у с и л л я необхідне д л я в и т і с н е н н я с е р е д о в и щ а , я к е з н а х о д и т ь с я м і ж у щ і л ь н ю ю ч и м и поверх­ н я м и при п о с т у п о в о м у о п у с к а н н і п л у н ж е р а .

Клапани

ПСПК-50

Запобіжний скидальний повнопідйомний клапан П С П К - 5 0 конструкції М о с г а з Н Д І п р о е к т у с к л а д а є т ь с я з основного к л а п а н а і реле. П р и тискові в газопроводі, який д о р і в н ю є з а д а н о м у р о б о ч о м у , т и с к г а з у під м е м б р а н о ю і понад нею однаковий. П л у н ж е р (5) притиснутий до сідла (6) (рис. 4 . 2 9 ) . П р и п і д в и щ е н н і т и с к у г а з у мембра­ н а (16) р е л е , п о д о л а в ш и з у с и л л я с т и с н у т о ї п р у ж и н и ( 2 2 ) , опускається вниз разом із золотником ( 1 5 ) . Н и ж н є сідло ( 2 4 ) р е л е з а к р и в а є т ь с я , в і д ' є д н у ю ч и п о р о ж н и н у ( А ) від п о р о ж н и н и ( Б ) , а верхнє сідло (14) в і д к р и в а є т ь с я , і г а з із п о р о ж н и н и (А) ч е р е з с в е р д л е н н я ( 1 2 ) , с і д л о ( 1 4 ) , ш т у ц е р ( 2 6 ) і т р у б к у (8) с к и д а є т ь с я у вихідний п а т р у б о к ( 7 ) , а з н ь о г о — в а т м о с ф е р у . Т и с к у п о р о ж н и н і (А) з н и ж у є т ь с я до а т м о с ф е р н о г о , і м е м б р а н а ( 2 ) р а з о м із п л у н ж е р о м (5) під т и с к о м г а з у у в х і д н о м у п а т р у б к у , п о д о л а в ш и з у с и л л я 262

Рис. 4.29. Скидальний клапан ПСПК-50. 'і *

і, зїк

• • • И г і л ь н и і і в и г л я д , б — р е л е , в — с х е м а р о б о т и ; / — к о р п у с , / / — к р и ш к а , III — р е л е , Ь II, І ? . 25 — п р у ж и н и , 2, 16 — м е м б р а н и , З, 4 — д и с к и в е р х н і й і н и ж н і й , 5 — п л у н ж е р , СІДЛО, 7 — п а т р у б о к в и х і д н и й , в — т р у б к а с к и д а л ь н а , 9— т р у б к а і м п у л ь с н а , 10 — І І Т р у в о к в х і д н и й , // — в х і д н и й ш т у ц е р р е л е , 12, ІЗ — с в е р д л і н н я , 14 — с і д л о в е р х н є , 15 — ІІМТИМК, 17 — в т у л к а , 18 — ш т о к , 20 — к о в п а ч о к р е г у л ю в а л ь н и й , 21 — к о в п а ч о к н а с т р о ю , ІМЬИНЙ, 23 — ш а й б а к о н і ч н а , 24 — с і д л о н и ж н є , 26 — в и х і д н и й ш т у ц е р р е л е ; А — п о р о ж ' ігипа к о р п у с у п і д м е м б р а н н а , Б — п о р о ж н и н а р е л е н а д м е м б р а н н а

263

Таблиця

4.12

Основні характеристики запобіжних запірних клапанів

Ш и ф р , тип

Найменування

1

2

Тиск на вході, М П а , не більше

М е ж а настройки контрольного тиску, • ІОІ Па нижня

верхня

і

4

5

Запобіжний кла­ пан (для ГРП із вихідним низьким тиском)

ПК-80 ПК-100 ПК-150 ПК-200 ПК-300

1,2

0,004—0,006

0,036—0,1

Запобіжний кла­ пан (для ГРП із вихідним середнім тиском)

ПК-80 ПК-100 ПК-150 ПК-200 ПК-300

1,2

0,015—0,03

0,1—1,5

0,6

0,003—0,005 0,003—0,005 0,015—0,03

0,02—0,04 0,02—0,04 0,1—1,5

1,2

0,003—0,03

0,02—0,6

0,03—0,3

0,3—6,0

1,2

0,003-0,03

0,02—0,7

1,2

0,03—0,2 0,03—0,2

0,3—7,2 0,3-7,2 0,015—0,05 0,05—0,6

Запобіжний запір­ ПЗКн-32 ний клапан ПЗКн-50-111 ПЗКс-50 ПКП-50 ПКН-100 ПКІ1-200 ПКВ-50 ПКВ-100 ПКВ-200 Запірний клапан

КПН-50 КПН-100 КПВ-50 КПВ-100

Запобіжний клапан-відсікач

ПКК-40МН ПКК-40МС

0,6

Див. при­ мітку 2

Імпульсне реле

П117.00

0,6

0,01—0,2

—

П р и м і т к и : 1. Кількість після шифру (типу) клапана — умовний діаметр, мм. 2. Клапан ПКК-40М закривається при пониженні вхідного 5 тиску або перепаді тиску на клапані до (0,1—0,15) • 10 Па. 3. Імпульсне рече ПІ17.00 постачається тільки до клапана ПКК-40М у комплекті шафних ГРП,типу ШРУ. 4. Діапазон настройки верхньої межі ПКВ ВО «Моспром5 будмехапізація» (0,3—6,5) • 10 Па. 5. ПЗК типу ПК, ПЗК і ПЗКн зняті з виробництва.

пружини

( 1 ) , о п у с к а є т ь с я вниз до упора в стінку к р и ш к и .

Н а д л и ш о к газу скидається в атмосферу. Після з н и ж е н н я тиску

газу,

близького до заданого,

під д і є ю п р у ж и н и

(22)

мембрана

(16)

реле

п і д н і м а є т ь с я , п р и т и с к а ю ч и золот­

н и к (15) д о с і д л а ( 1 4 ) . Щ і л ь н і с т ь п р и т и с к а н н я з о л о т н и к а 264

(15) д о сідла (14) з а б е з п е ч у є т ь с я з у с и л л я м с т и с н у т о ї пружини (19), яке регулюється обертанням ковпачка ( 2 0 ) . У п о р о ж н и н і (А) ч е р е з п а т р у б о к (9) і сідло ( 2 4 ) у т в о р ю є т ь с я тиск газу, я к и й д о р і в н ю є т и с к у н а вході в к л а п а н . М е м б р а н а (1) під д і є ю п р у ж и н и п і д н і м а є т ь с я вгору, і п л у н ж е р з а к р и в а є с і д л о . К л а п а н н а с т р о ю ю т ь н а с п р а ц ь о в у в а н н я з м і н о ю зусил­ л я п р у ж и н и (22) п о в е р т а н н я м к о в п а ч к а ( 2 1 ) . М а к с и м а л ь н а п р о п у с к н а з д а т н і с т ь П С П К - 5 0 стано­ ! в и т ь 1400 м' /год. Клапани

СППК-4Р

Скидальні запобіжні повнопідйомні к л а п а н и С П П К - 4 Р застосовують на г а з о п р о в о д а х серед­ нього ( в и щ е 50 к П а ) і в и с о к о г о тиску. К л а п а н н а с т р о ю ю т ь на спрацьо­ вування регулюванням с т и с к а н н я пружини (11) (рис. 4 . 3 0 ) . С т и с к а н н я пружини змінюють обер­ танням гвинта (14), я к и й п е р е м і щ у є вгору а б о в н и з опорну ш а й б у ( 1 2 ) . В і д ж и м н и й прист­ рій д а є з м о г у виконува­ ти к о н т р о л ь н у п р о д у в к у Клапана. Примусовий підйом п л у н ж е р а важе­ лем з г і д н о з а в о д с ь к о ї інструкції необхідно здій­ снювати при тискові, Меншому р о б о ч о г о на 1 0 % . П р и відсутності Рис. 4.30. Скидальний пан СППК-4Р.

^

кла­

/ — патрубок в х і д н и й , 2 — сідло, З, $ пробки, 4, 18 — пломби, 6 — кіль­ це регулювальне в е р х н ю , 7 — п л у н Ж*р. 8 - шайба, 9 — втулка спрямоІУЮЧв, 10—шайба, // — п р у ж и н а , /2 — шайба опорна, 13 — шток, 14 —Гіиит, 15 — кришка, 16 — гайка, 17 — Пробка, 19 — валик, 20 — кулачок, І/ нтулка, 22 — п а т р у б о к в и х і д н и й , $іі кільце р е г у л ю в а л ь н е н и ж н є

'

265

вхідного т и с к у к о н т р о л ь н и й підйом н е д о п у с к а є т ь с я . Тиск, п р и я к о м у к л а п а н п о в н і с т ю в і д к р и в а є т ь с я , зале­ ж и т ь від п о л о ж е н н я в е р х н ь о г о р е г у л ю ю ч о г о к і л ь ц я ( 6 ) , я к е на заводі здебільшого встановлюють у верхньому п о л о ж е н н і . О п у с к а н н я к і л ь ц я (6) в н и з п р и з в о д и т ь д о зменшення тиску відкриття к л а п а н а . П о л о ж е н н я кільця ( 6 ) р е г у л ю ю т ь ч е р е з верхній р і з ь б о в и й отвір у корпусі при в и в е р н у т і й п р о б ц і ( 5 ) . Тиск, п р и я к о м у в і д б у в а є т ь с я п о с а д к а п л у н ж е р а н а с і д л о , з а л е ж и т ь від п о л о ж е н н я н и ж н ь о г о р е г у л ю ю ч о г о к і л ь ц я ( 2 3 ) , н а в е р н у т о г о п о різьбі на виступаючу частину сідла ( 2 ) . П о л о ж е н н я кільця (23) р е г у л ю ю т ь ч е р е з н и ж н і й р і з ь б о в и й отвір при в и в е р н у т і й пробці ( 3 ) . З п і д н я т т я м к і л ь ц я (23) з н и ж у є т ь с я т и с к

Запобіжні ски

е

І

X

н

а.

1

2

СППК

СППК

4

и

5

б

7

4Р

4

0,45—4

227 0,6

4Р

1,6

0,5—1,6

706 0,6

25-40 50-16

3

с

Галузь застосування

й' а X

X X

й,"

Коефіцієнт інтрати, а

С

й

МПа

а

Діапазон настройки,

Пружинні

На газо­ прово­ дах се­ реднього

2

і

о *

о.

1і

к І! її 8

9

17

25

40

ЗО

50

80

40

80

100

50

100

125

(більш

45 кПа) і високо­ го тиску

СППК 4Р 80-16

1,6

0,5—1,6

1256 0,6

СППК 4Р 100-16

1,6

0,5—1,6

1962 0,6

СППК 4Р 150-16

1,6

0,5—1,6

4069 0,4

72.

150

200

СППК 4Р 200-16

1,6

0,5—1,6 15 828 0,7

142

200

300 250

17с11нж (Ду15)

1,6

0,2—1,6

400 0,03

—

—

—

17с11нж 0>у25>

1,6

0,2—1,6

640 0,05

2 6 6

і а к р и т т я к л а п а н а і д е щ о з м е н ш у є т ь с я тиск його відкрит­ тя. На заводі-виготовлювачі нижнє кільце встановлюють у в е р х н ь о м у п о л о ж е н н і із з а з о р о м м і ж о б р і з о м к і л ь ц я і п л о щ и н о ю т о р ц я п л у н ж е р а в м е ж а х 0 , 0 5 — 0 , 1 5 мм, щ о з а б е з п е ч у є чіткий с т у к при п о с а д ц і п л у н ж е р а н а с і д л о . П і с л я р е г у л ю в а н н я тиску, в і д к р и т т я і з а к р и т т я к л а п а н а п р о б к и (3) і (5) з а к р у ч у ю т ь на свої м і с ц я . В п и р а ю ч и с ь с в о ї м и к і н ц я м и у в е р х н є і н и ж н є регулюючі к і л ь ц я , вони фіксують п о л о ж е н н я кілець. У с т а н о в л е н и й п о в н о п і д й о м н и й с к и д а л ь н и й к л а п а н по­ винен м а т и п р о п у с к н у з д а т н і с т ь , щ о в і д п о в і д а є розрахун­ ковій а б о н е з н а ч н о її п е р е в и щ у є . В іншому випадку к л а п а н після в і д к р и т т я ч е р е з ш в и д к е з н и ж е н н я т и с к у ш в и д к о з а Тайлиця 4.13 дальні пристрої Мембранні

Гідравлічні (рідинні)

18 .5 Е 4 5

ш а.

&2 4 2

15

пск50-Н

0,123 0,001— 0,005

пск50-С

0,02— 0,05

пск50-В

0,05— 0,12

ПСК0,125 0,002— 50Н/0.05 0,005 пск50С/0.5

0,02— 0,05

пск50С/1.25

0,05— 0,125

ПИ7 05у15)

0,15 0,002— 0,2— 0,15 5,31

ПСПК50

0,125 0,002— 1400 0,125

На газо­ про­ водах се­ ред­ нього тис­ ку, 10— 125 кПа

0,02 0,002— 18— На 0,009 газо­ 97 про­ ГП-50 2 8 - водах 155 низь­ ГП-80 8 3 — кого 400 і се­ ред­ ГП-100 106— нього 535 тиску ГП-150 161— до 1045 10— 15 кПа ГП-40

267

к р и є т ь с я . Але ч е р е з те, що н а д л и ш к о в и й о б ' є м г а з у в систе­ мі з а л и ш и в с я , тиск з н о в п і д н і м а є т ь с я , і к л а п а н відкрива­ є т ь с я . В и н и к а є в і б р а ц і я п л у н ж е р а і п р у ж и н и , я к а супрово­ д ж у є т ь с я х а р а к т е р н и м п о с т у к у в а н н я м п л у н ж е р а о б сідло. П р о п у с к н а з д а т н і с т ь к л а п а н а м о ж е бути з н и ж е н а з м е н ш е н н я м в и с о т и підйому п л у н ж е р а з а д о п о м о г о ю ш а й би ( 8 ) . Технічна характеристика запобіжних скидальних пристроїв наведена в таблиці 4.13. Газові

фільтри

Д л я очищення газу на Г Р П застосовують фільтри різних конструкцій. їх установлюють до витратомірів, З З К і р е г у л я т о р і в тиску. Н а й б і л ь ш е р о з п о в с ю д ж е н н я о д е р ж а л и с і т ч а с т і й касетні ф і л ь т р и , а т а к о ж вісцинові пиловловлювачі. Сітчасті фільтри типу ФС застосовують у ш а ф н и х Г Р П (рис. 4.31). М а к с и м а л ь н о допустимий перепад на фільтрі не п о в и н е н п е р е в и щ у в а т и 5 к П а в з а б р у д н е н о м у фільтрі, у ч и с т о м у ф і л ь т р і — Д Р ^ 2 - т - 2 , 5 к П а . Т е х н і ч н а характе­ р и с т и к а ф і л ь т р і в н а в е д е н а в т а б л и ц і 4.14. Д л я к о н к р е т н и х у м о в о б ' є к т а п р о п у с к н а з д а т н і с т ь сіт­ частих фільтрів в и з н а ч а є т ь с я по номограмі (рис. 4.32), яка д а є змогу т а к о ж визначити втрати тиску в фільтрі по з а д а н о м у р о з х о д у г а з у і тиску на вході. Я к щ о п а р а м е т р и газу ( а б с о л ю т н и й т и с к д о ф і л ь т р а Р а і г у с т и н а р) не в м і щ а ю т ь с я в з н а ч е н н я н о м о г р а м и , то п е р е п а д т и с к у АР при з а д а н о м у р о з х о д і г а з у V, а б о р о з х о д і V п р и з а д а н о м у п е р е п а д і А Р , в и з н а ч а ю т ь с я пере­ рахунком із використанням даних номограми. 3 Н а п р и к л а д : я к щ о Р а < 0 , 7 М п а , р = £ 0 , 7 3 К г/м , т о д л я в и з н а ч е н н я А Р , о д е р ж а н е п о н о м о г р а м і з н а ч е н н я по­ м н о ж у ю т ь на к о е ф і ц і є н т /Сі = 1,37р, а д л я в и з н а ч е н н я V о д е р ж а н е з н а ч е н н я п о м н о ж у ю т ь на /Сг=0,885/-\/р. Я к щ о Р а > 0 , 7 М П а і н е о б х і д н о в и з н а ч и т и V при д а н о м у Ра і з а д а н о м у АР, то необхідно з а д а т и будь-який тиск Р н < 0 , 7 М П а і перепад АР, знайти розхід газу через 3 ф і л ь т р Ун, а потім р о з р а х у в а т и т о ч н е з н а ч е н н я V, м /год, по формулі: (4.2-1) Я к щ о Р а > 0 , 7 М П а і необхідно визначити перепад т и с к у А Р у фільтрі, т о а н а л о г і ч н о , з а д а ю т ь т и с к Р н < 268

Таблиця

4.14

Характеристика фільтрів газових 3

Допустима пропускна здатність м /год, і при в х і д н о м у т и с к у , • 1 0 П а

Вихідний Фільтр

тиск • 10

5

Па,

не більше

1

2

Сітчастий (рис. 4.31) ФС-25

16

Р о з м і р и , мм М а с а , кг

0,5

1

2

3

б

12

н

Ширина

3

4

5

6

7

8

10

II

12

198

115

5,8 8,8

125

145

175

205

270

370

160

ФС-40

16

260

305

370

430

570

770

200

245

145

ФС-50

6

375

430

530

610

810

—

250

290

160

14

ФСС-40

6

460

535

655

755

1000

1510

2000

— —

— —

— —

— —

— —

880

1170

1600

280

325

386

51 57

6

925

1070

1310

12

540

625

765

ФСС-50 Волосяний касетний литий (рис. 4.33) ФВ-80

12

ФВ-100 ФВ-200

770

890

1090

1257

1665

2270

280

348

410

6500

8870

280

478

584

145

7000

—

600

525

435

67

12

3000

3500

4250

4900

6

—

2500

3600

4500

Волосяний касетний зварний (рис. 4.35) ФГ7-50-6

Продовження 2

3

4

5

б

7

ФГ9-50-12

12

—

2500

3600

4500

7000

ФГ15-100-6

6

—

7000

10 000

11 000

15 000

—

21 000

26 000

29 000

36 000

—

50000

58 000

1

Ф П 9-100-12 ФГ36-200-6 ФГ46-200-12 ФГ80-300-6 ФП00-300-12

12 6

55

Ду-300 (ПС-2980)

55

—

10

—

66 000

80 000

—

— —

— —

— —

її

12

585

460

94

850

1100

535

125

580

200

860

400

1000

1620

1400

1900

100 000

— —

4.14

600

46 000

12

Пиловловлювач вісциновий Ду-700 ШС-2981)

. 9000

9

19 000

12 6

8

табл.

910

567

1175

840

1255

1167

9500

17 000

1650

1230

880

600

1700

3500

690

670

325

95 5

П р и м і т к а : 1. Перше число після позначення фільтра — умовний діаметр, мм, друге — вхідний тиск • 10 Па. 2 2. Пропускна здатність указана при перепаді тиску на фільтрах, кгс/м : сітчастих — 250, волосяних — 500 (на фільтрах ФГ-300 — при перепаді 200). 3. Фільтр ФГ-50 не має опорних стояків. 4. Фільтри ФГ19-100-12, ФГ36-200-6 і ФГ46-200-12 мають пристосування для підйому кришок. 5. Фільтри ФВ-100 і ФВ-200 ВО «Моспромбудмеханізація» розраховані на 5 Р у - 1 0 - 10 Па.

272

< 0 , 7 М П а і розхід газу, ідо є на даній шкалі, і знаходять п е р е п а д АР„. П о т і м розраховують пере­ п а д А Р , Па по фор­ мулі:

-

2 8 0

АР=1,37 • р • ЛР„Х

(4.22) д е індекс «н» о з н а ч а є параметри, знайдені по н о м о г р а м і . Фільт­ ри к а с е т н і в о л о с я н і типу Ф В п р и з н а ч е н і для використання в стаціонарних і шафних Г Р П із р о з х о д о м 3 газу до 9000 м /год Рис. 4.33. Фільтр касетний волосяний ли­ в х при Р . = 1,2 М П а . тий ФВ. В корпусі встановле­ / — к о р п у с , 2 — касета, З — кришка, 4 — решітка, 5 — штуцер на касета, заповнена капроновою ниткою ( а б о п р е с о в а н и м кін­ ським волоссям), п р о с о ч е н о ю вісциновим м а с л о м (суміш 60 % циліндро­ вого і 40 % с о л я р о в о г о м а с л а ) . Р о з р а х у н к о в и й п е р е п а д тиску на чистому фільтрі не більше 5 к П а , Р т а х ^ 10 к П а . Х а р а к т е р и с т и к а ф і л ь т р а п о д а н а в т а б л и ц і 4.14 ( р и с . 4 . 3 3 ) . Пропускна здатність фільтрів ФВ д л я т а з у з густиною 3 р = 0,73 к г / м і А Р ^ 5 к П а в и з н а ч а є т ь с я по номограмі ( р и с . 4 . 3 4 ) . М е т о д и к а к о р и с т у в а н н я нею а н а л о г і ч н а номо­ грамі д л я сітчастих ф і л ь т р і в . Я к щ о г у с т и н а г а з у в і д р і з н я є т ь с я від п р и й н я т о ї п о н о м о г р а м і , то дійсні в т р а т и т и с к у в ф і л ь т р і с т а н о в л я т ь з п о п р а в к о ю К{, П а : АР = 1 , 3 7 • ДРН • р, (4.23) де АР„ — з н а й д е н і по н о м о г р а м і з н а ч е н н я в т р а т при 3 р = 0 , 7 3 кг/м . Номограма дає змогу т а к о ж визначити з д а т н і с т ь ф і л ь т р а при з а д а н о м у Р вх і А Р .

пропускну

273

Рис 4.35. Фільтр касетний зварний ФГ. / корпус, 2— кришка, 3—відбій­ ний лист. 4 — болт. 5 — рим-болт, 6 - касета, 7—перфорований лист, 8 — штуцер, 9 — заглушка Фільтри касетні, зва­ рні т и п у Ф Г п р и з н а ч е н і для стаціонарних Г Р П із витратою газу до 3 100 0 0 0 м / г о д (рис. 4.35). Н о м е н к л а т у р а існу­ ючих ф і л ь т р і в : Ф Г 7-500,6; Ф Г 9-50-1,2; Ф Г 15100-0,6; ФГ 19-100-1,2; Ф Г 36-200-0,6; Ф Г 46200-1,2; Ф Г 800-300-0,6; Ф Г 100-300-1,2 ( п е р ш а ц и ф р а — пропускна здат­ 3 ність, т и с . м / г о д ; дру­ г а — д і а м е т р , мм; тре­ тя — тиск, М П а ) . Вибір т и п о р о з м і р у ф і л ь т р а в и к о н у ю т ь і з р о з р а х у н к у , щ о б в т р а т а тиску г а з у н е п е р е в и щ у в а л а 4 к П а н а ч и с т і й касеті п о н о м о г р а м і ( р и с . 4 . 3 6 ) . 3 Я к щ о використовується газ із р ^ 0 , 7 3 кг/м , то втрати тиску у ф і л ь т р і з н а х о д я т ь по н о м о г р а м і 4.36а, вихідним 3 п р и й м а ю т ь р о з х і д г а з у У і, м /год, що д о р і в н ю є : VI = 1,17 • д/р • V, (4.24) 3 де У — р о з р а х у н к о в и й р о з х і д г а з у з густиною р, м / г о д . Я к щ о відомий перепад тиску у фільтрі, то розрахунко­ 3 вий р о з х і д г а з у з р = т ^ 0 , 7 3 к г / м п р и н е з м і н н о м у в х і д н о м у тиску Р в и з н а ч а є т ь с я по ф о р м у л і :

^0855^ де

У—розхід

3

газу

в

3

м /год

Л/Р

при

заданих

АР,

Рвх

і

=£0,73 к г / м . 3 П е р е п а д тиску АР, к П а , при р ^ 0 , 7 3 к г / м у касеті а фільтра при абсолютному вхідному тискові Р = 0 , 7 М П а п о к а з а н о н а г р а ф і к у 4.366. 3 Я к щ о р =^= 0,73 к г / м а б о Раф7, то п е р е п а д т и с к у А Р і на к а с е т і при т о м у ж розході г а з у в и з н а ч а ю т ь по ф о р м у л і : 9,59 ДР, = -

• ДР

Ра

(4.26) 275

ірщм

щт

цао п/дщоо

кПа

і

г і

4

і

е і

а $ ю її ргц?Па

Ф КПа 10.00

7,00 І-ПО

Рис. 4.36. Характеристики фільтрів ФГ. 3

3

а — н о м о г р а м а д л я вибору ФГ. V — р о з х і д г а з у ( р = 0 , 7 3 кг/м ), м /год, Рі — тиск до фільтра. Па ( н а д л . ) , Др — с у м а р н и й п е р е п а д тиску (в чистій касеті і к о р п у с і ) , к П а , у м о в н и й д і а м е т р О», мм; н а в а н т а ж е н н я ф і л ь т р а , %: І — 3 0 0 ( 1 0 0 ) , 2 — 3 0 0 ( 8 0 ) , 3 — 300 ( 5 0 ) , 4 — 2 0 0 ( 1 0 0 ) , 5 — 200 ( 8 0 ) , 6 — 200 ( 5 0 ) , 7 — 100 •(100), 8 — 100 ( 8 0 ) , 9— 100 ( 5 0 ) , 10 — 50 ( 1 0 0 ) , 1 1 — 50 ( 8 0 ) , 12 — 50 ( 5 0 ) ; 3 5 6 — в т р а т и тиску г а з у ( р ^ = 0 , 7 3 кг/м ) на к а с е т і ФГ при Яа = 7• Ю Па

276

Рис. 4.37. Схема ГРП (ГРУ) з регулятором РТУК-2 і вимірюван­ ням розходу газу ротаційними лічильниками (а) або по перепаду тиску (б) П о з н а ч е н н я на схемі: І і І З — к р а н и ВХОДУ і в и х о д у ; 2 , 9 , 1 1 . 1 9 , 2 1 , 2 7 , З О — з а с у в к и ; 3 , 4 , 1 4 , 1 5 , 2 9 — к р а ­ н и ; 5 — ф і л ь т р , 6 —- П З К ; 7 — Р Д ; 8 — п і л о т ; 10 — к о л і н о ; 12 — і м п у л ь с н и й т р у б о п р о ­ від; 16. 32 — ш т у ц е р и ; 17 — П С У ; 18, ЗІ — с к и д а л ь н и й т р у б о п р о в і д ; 20 — л і ч и л ь н и к ; 22 — ф і л ь т р . р е в і з і я ; 23 — технічний т е р м о м е т р ; 24 — с а м о п и с н и й т е р м о м е т р ; 2 5 , 26, 28. 33, 34, 4 ! — м а н о м е т р и ; 35 — д и ф м а н о м е т р ; 36 — з а г а л ь н и й б а й п а с , 37, 38, 39 — окремі б а й п а с п ; 40 — д і а ф р а г м а , 42 — л и ф м а н о м е т р - в и т р а т о м і р .

277

Розрахунки

устаткування

Вибір

регулятора

ГРП

тиску

3

Д і й с н и й р о з х і д г а з у Уд, м / г о д , ч е р е з р е г у л я т о р по (14) визначається по формулі: у

_

2

5

9

0

0

•

К* • <р

•

Р\

(4.27)

де / С а = а • Р — сталий д л я д а н о г о регулятора коефіцієнт; а — коефіцієнт розходу; 2 Р — п л о щ а сідла к л а п а н а , см ; ... „ . Р2 . Ф — к о е ф і ц і є н т , я к и й з а л е ж и т ь від і показника а д і а б а т и К; Р\ — а б с о л ю т н и й т и с к г а з у на вході, М П а . Рі = = 0,1013 + Р Р ; 3 р — г у с т и н а г а з у при нормальних умовах, кг/м , Р = 0,73; , Т — т е м п е р а т у р а г а з у , °К. 7 = 2 7 3 + /1. П р и /, = 0 ° С :

1570 • Ка • Ф • Рі

(4.28)

Я к щ о /і т р о х и б і л ь ш а за 0 ° С , то р о з р а х у н о к по фор­ 3 мулі 4.28 д а є похибку. Тоді при р = 0,73 к г / м . К д = 183,6 • К* • Ф • Р . . Густина

газу в

робочих умовах

де

визначається:

273- Р,

р,=р Р0

(4.29)

(4.30)

Г - Р0

= 0,1013 М П а . Характеристика регуляторів (14) Регулятор

РТБК-25 РТБК-50, РТУК2-50 РТБК-100, РТУК2-100 РТБК-100, РТУК2-100 РТУК2-200 РТУК2-200

278

Діаметр сідла, мм

21 35 50 70 105 140

а 1,76 5,1 8,1 16,15 33,56 54,4

0,66 0,6 0,6 0,5 0,49 0,4

Таблиця 4.15 Значення Ркр. і <р (14) П о к а з н и к а д і а б а т и «К» Параметр

?

ПРИ

Р

Природний

< ^кр.

газ

Метан

Попут­

Конден-

ний

сатний

Пропан

Бутан

1,32

1,29

1,3

1,27

1,23

1,14

1.1

0,542

0,547

0,546

0,551

0,558

0,576

0,585

0,475

0,470

0,471

0,468

0,463

0,450

0,444

де Р 2 — а б с о л ю т н и й т и с к г а з у на виході, М П а . / > 2 = 0 , 1 0 1 3 + Р„„ Х . Якщо • ^ - > р к р . , •бо з а р і в н я н н я м :

ф

з н а х о д я т ь по г р а ф і к у

(рис. 4.38)

к + 1

•-л/£г (&)*-(£)"•

(4.31)

де К— п о к а з н и к адіабати, т а б л и ц я 4.15. Я к щ о ^ - ^ р К р . , ф з н а х о д я т ь п о т а б л и ц і 4.15. Вибір регулятора виконують, виходячи з умов Б Н І П 2.04.08—87, по максимальному розрахунковому розходу газу і потрібному перепаду тиску. Пропускну

і

—^

0,5

/

4*

9, 0,5

30;1,31 1,32

0,55

0,6

0,65

0,7

0,75

0,8

0,85

0,3

0,35

7,0рг/р,

Рис. 4.38. Залежність коефіцієнта ф від -в—. 279

Розрахунки

устаткування

Вибір

регулятора

ГРП

тиску

3

Д і й с н и й р о з х і д г а з у УЛ, м / г о д , ч е р е з р е г у л я т о р по (14) визначається по формулі: 25 900 • К* • <р • Р,

(4.27)

V» • т

де / С а = а • Р — сталий д л я д а н о г о регулятора коефіцієнт; а — коефіцієнт розходу; 2 Р — п л о щ а сідла к л а п а н а , см ; Ф — коефіцієнт, адіабати

який з а л е ж и т ь від -— і п о к а з н и к а

К;

Р\ — а б с о л ю т н и й тиск г а з у на вході, М П а . Р\ — = 0,1013 + Р Р ; 3 р — г у с т и н а г а з у при н о р м а л ь н и х у м о в а х , к г / м , Р = 0,73; 7" — т е м п е р а т у р а г а з у , °К. 7' = 2 7 3 + ^. П р и /, = 0 ° С : У*=

1570 • Ка • ф • Рі

(4.28)

-її

Я к щ о (\ т р о х и б і л ь ш а за 0 ° С , то р о з р а х у н о к по фор­ 3 мулі 4.28 д а є п о х и б к у . Тоді при р = 0,73 к г / м . К д = 183,6 • Ка • Ф • Я . .

(4.29)

Густина газу в робочих умовах в и з н а ч а є т ь с я : 273-Р, Рі

!

Т -

(4.30)

Ро

д е Р 0 = 0.1013 М П а . Характеристика регуляторів (14) Регулятор

РТБК-25 РТБК-50, РТУК2-50 РТБК-100, РТУК2-100 РТБК-100, РТУК2-100 РТУК2-200 РТУК2-20О

278

Діаметр сідла, мм

21 35 50 70 105 140

1,76 5,1 8,1 16,15 33,56 54,4

0,66 0,6 0,6 0,5 0,49 0,4

Таблиця 4.15 Значення /Зкр. і <р (14) П о к а з н и к а д і а б а т и «К» Параметр

Природний газ

<р при /? < /?„,.

Метан

Попут­

Кондек-

ний

сатний

Пропан

Бутан

1,32

1,29

1,3

1,27

1,23

1,14

1,1

0,542

0,547

0,546

0,551

0,558

0,576

0,585

0,475

0,470

0,471

0,468

0,463

0,450

0,444

д е Р 2 — а б с о л ю т н и й т и с к г а з у н а виході, М П а . Р 2 = 0,1013 + Р в „ х . Я к щ о ^ - > р к р . , <р знаходять по графіку або з а р і в н я н н я м :

( р и с . 4.38)

(4.31) де К — п о к а з н и к а д і а б а т и , т а б л и ц я 4.15. Я к щ о - ^ - ^ Р к р , ф з н а х о д я т ь п о т а б л и ц і 4.15. Вибір регулятора виконують, виходячи з умов Б Н І П 2.04.08—87, по максимальному розрахунковому розходу газу і потрібному перепаду тиску. Пропускну

Ч —7*

0,5

'К'1,4

/

30,1,31 1,32 43 0,2 0,1 0.0,5

0,55

0,6

0,65

0,7

0,75

0,8

0,85

0,3

0,35

1,0р,/рг

Рг Рис. 4.38. Залежність коефіцієнта ф від -р—• 279

з д а т н і с т ь р е г у л я т о р а н е о б х і д н о п р и й н я т и на 1 5 — 2 0 % більше максимального розрахункового розходу газу. Т о б т о м а ю т ь бути в и т р и м а н і у м о в и : • 1 0 0 < 8 0 %;

• 1 0 0 > 10 %.

П р и к л а д 4.10 Підібрати регулятор для Г Р П із пропускною здатністю 3 3 У тах = 2 2 0 0 м / год; У т і п = 8 0 0 м / год; 5

5

т и с к ( н а д л и ш к о в и й ) Р і = 6 • 10 П а ; Р 2 = 0,03 • 1 0 П а ; показник адіабати К = 1 , 3 2 ; 3 г у с т и н а г а з у р = 0,73 к г / м . П о т а б л и ц і 4.10 п р и й м а є м о д л я п е р е в і р к и р е г у д я т о р Р Т У К 2 Н - 5 0 із х а р а к т е р и с т и к о ю : Рі < 12 - 10* П а , Р 2 = 5 3 = ( 0 , 0 0 5 4 - 0 , 6 ) • 10 П а , 1 / = 3 1 2 5 м / г о д . 3 В и з н а ч и м о п р о п у с к н у з д а т н і с т ь , м /год, при ( = 0 °С по 5 ф о р м у л і 4.28, з у р а х у в а н н я м , що Р\ = ( 1 , 0 1 3 + 6 ) • 10 = 5 = 7,013 • 10 П а = 0,7 М П а . 1/да81Б70.БЛо-70.475-0.7д3117

м

З / г О Д і

де ф з н а х о д и м о по т а б л и ц і 4.15 при с п і в в і д н о ш е н н і Р2

0,1043

-р^=

— —

=0,149<РкР.-

П е р е в і р я є м о умови Б Н І П : . 100 =

р??

•

100 = 70,5 % < 8 0 % ;

юо=

100 = 2 5 , 6 % > 1 0 % .

Умов д о т р и м а н о , р е г у л я т о р п і д і б р а н и й п р а в и л ь н о . Ре­ к о м е н д у є т ь с я в и б и р а т и р е г у л я т о р д л я п е р е в і р к и п о табли­ ці 4.10 з п р о д у к т и в н і с т ю , я к а п е р е в и щ у є не м е н ш е 20 % з н а ч е н н я Утах. Д л я р е г у л я т о р і в тиску типу Р Т - 6 4 , коли п а р а м е т р и в і д р і з н я ю т ь с я , від п а с п о р т н и х ( Р , , Р 2 , о ) , здатність визначається шляхом перерахунку:

;

при р # Р п при

- ^ - > Р к р

у=У„-х[&-; і

дфрп;

пропускна

(4.32)

при ^ - < « к р . і р ¥ = р п ;

К = 0 , 4 9 . К п . Р , . 7 ; г - ^ _ )

(4.34,

де У„, р п , АР,,, Рг п — п а с п о р т н і з н а ч е н н я п р о п у с к н о ї здат­ ності, г у с т и н и , п е р е п а д у т и с к у і а б с о л ю т н о г о в и х і д н о г о 3 3 т и с к у в м /год, к г / м , М П а . П р и к л а д 4.11 На Г Р П встановлено регулятор РТС-150. Необхідно п е р е в і р и т и його п р и д а т н і с т ь при з б і л ь ш е н н і р о з х о д у г а з у . Вихідні Утах=\1 000

дані: 3

м /год;

Утіп = 2 5 0 0

3

м /год;

Р, = 0 , 6

3

МПа;

Рг = 0,005 М П а ; К= 1,3;' р = 0,76 к г / м . Визначимо абсолютне значення Р, і Р2: Я, = 0 , Ю 1 3 + 0,6 = 0 , 7 0 1 3 М П а ; Р 2 = 0,1013 + 0,005 = 0 , 1 0 6 3 М П а ; А Р = Р , - Р 2 = 0,7013-0,1063=0,595 "РТ

=

ТШ = 0 , 1 4 5 < р к р = 0,546

МПа;

(табл.

4.15).

Ф а к т и ч н а п р о п у с к н а з д а т н і с т ь р е г у л я т о р а при д а н и х у м о в а х в и з н а ч а є т ь с я п о ф о р м у л і 4.34 і з в и к о р и с т а н н я м д а н и х т а б л и ц і 4.16. Р 2п = Р 2 + 0,1013 = 0 , 0 0 1 + 0 , 1 0 1 3 = 0,1023

МПа;

( 3 1 3 9 64 м3 1 / = 0 , 4 9 . 1550 • 0,6 • Л / о . 7 б . О о і . 0 . 1 0 2 3 /год. Таблиця 4.16 Характеристика регуляторів РТС Характеристики

РТС-80

РТС-100

Тиск на вході, МПа 3 Пропускна здатність, м /год 5 при Л Р - 0 , 1 1 0 Па, 3 р - 0,73 кг/м 5 Л - О . О М О Па

1,2 420

1,2 595

РТС-і 5 0

РТС-20О

РТС-300

0,6—1,0 0,6—1,0 0,6—1,0 1550 2910 6990

Перевіряємо умови Б Н І П : 1 0 0

4г

4г-

100

= - ш -

=та4-

1 0 0

100

7

=

=

17

.

8.7%; 9

%-

Р е г у л я т о р п р и д а т н и й д о р о б о т и при з б і л ь ш е н н і роз­ ходу газу. Розрахунок запобіжного пружинного скидального клапана Н о р м а л ь н а робота пружинного к л а п а н а забезпечуєть­ с я при в и к о н а н н і у м о в и Р г ^ О Л Р і - У ц ь о м у в и п а д к у п р и р і 5 ^ 0 , 5 р о з р а х у н к о в а о б ' є м н а п р о п у с к н а з д а т н і с т ь Ур, 3 м /год, визначається по формулі: у

( 4 3 5 )

259 - Р - а - ф ^

УР"

(273 + і)

де Р — п л о щ а н а й м е н ш о г о п е р е р і з у сідла (табл. 4.13); а — коефіцієнт розходу (табл. 4.13); Ф — коефіцієнт,

клапана,

я к и й з а л е ж и т ь від

і

мм

2

показника

а д і а б а т и К ( р и с . 4.38; т а б л . 4 . 1 5 ) ; Р і а — абсолютний тиск газу у вхідному патрубку, М П а ; 3 р — густина газу в нормальних умовах, кг/м . , П р и р о б о ч і й т е м п е р а т у р і г а з у 7 = 2 7 3 °К-

Vр=

15,7 • Р • а • ф • Р,

">.'

(4.36)

•"•ч'-'-...

"уГ

К л а п а н з а д о в о л ь н я є в и м о г и , я к щ о УР^УТ. П р и р , > 0 , 5 р о з р а х у н к о в а п р о п у с к н а з д а т н і с т ь визна­ чається по формулі:

Ур-иа./'.а.^

4 37)

р-.(0,5.^+о,іоіз)'

де рі=— — с п і в в і д н о ш е н н я а б с о л ю т н и х в и х і д н о г о

< і

вхід-

ного тисків. Д л я г а з о п р о в о д і в і з т и с к о м б і л ь ш е 0,01 М П а абсолют­ ний т и с к Р і а , М П а у в х і д н о м у п а т р у б к у П С У з н а х о д я т ь за рівнянням: 2

3

Р | а = У ( Р ї а ) - Л • /п • 1 0 - , 282

(4.38)

и' Р і а = Р'і + Ро — а б с о л ю т н и й т и с к у к о н т р о л ь н і й точці вхідного т р у б о п р о в о д у , М П а ; Р ї — т и с к у к о н т р о л ь н і й точці, М П а . Р * = 1 , 1 5 Р „ ; Р„ — тиск н а с т р о й к и р е г у л я т о р а , М П а ; А — коефіцієнт, який в и з н а ч а є т ь с я д л я підвідного і с к и д н о г о т р у б о п р о в о д і в п о ф о р м у л і 4.39; 1„ — р о з р а х у н к о в а довжина підвідного трубопро­ воду, м.

(4.39)

Л = 1 , 4 5 . 2 . ( - р ) . р ,

де 7. — к о е ф і ц і є н т , я к и й в р а х о в у є в п л и в ш о р с т к о с т і внут­ р і ш н ь о ї поверхні т р у б и . 2=

де

2 5 ( ^ + _ і £ ^ і ) ° ' ,

(4.40) 3

Кт — потрібна пропускна з д а т н і с т ь П С У , м /год. Згідно

(14)

розрахункова формула Ут=-у,

(4.40а)

де й — д і а м е т р с і д л а о д н о с і д е л ь н о г о р е г у л я т о р а , м м ; ф о р м у л а 4.40а п р а к т и ч н о н е о б ґ р у н т о в а н а , т о м у щ о н е враховує тиск перед регулятором і перепад у ньому. Тому р е к о м е н д у є т ь с я п р и й м а т и д л я д в о с і д е л ь н о г о ре­ гулюючого к л а п а н а з в с т а н о в л е н и м П З К : 1/т>0,005Ктах.

(4.41)

П р и відсутності П З К п е р е д д в о с і д е л ь н и м р е г у л я т о р о м : Кт ^ 0 , 0 5 1 ^ .

(4.42)

Т а к е ж значення Ут м о ж н а прийняти д л я Г Р П із о д н о с і д е л ь н и м р е г у л я т о р о м при відсутності п е р е д ним П З К і наявності додаткових регулюючих пристроїв. Д л я односідельного регулюючого к л а п а н а : Кт=0,025Утах.

(4.43)

де К тах — м а к с и м а л ь н а п р о п у с к н а з д а т н і с т ь р е г у л ю ю ч о г о 3 к л а п а н а при з а д а н и х п а р а м е т р а х г а з у , м / г о д . Еквівалентна д о в ж и н а трубопроводів, м, визначається по ф о р м у л і : // е — ~

А 0,11-2

( 4 . 414 )1 283

Розрахункова довжина трубопроводів, м, і скидального): / = 2

(підвідного

іи+и,

(4.45)

де /д — д і й с н а д о в ж и н а , м. 2 | — с у м а к о е ф і ц і є н т і в м і с ц е в и х опорів. Абсолютний тиск у вихідному патрубку ПСУ, М П а : 3

Р 2 а = л / Р 0 - М е • /с • Ю - .

(4.46)

Р о б о ч и й т и с к у в х і д н о м у Р, і вихідному Р 2 п а т р у б к а х клапана, М П а : Р, = Р , а - Р 0 ;

(4.47)

Р2 = Р 2 а - Р с

(4.48)

Н о р м а л ь н а р о б о т а к л а п а н а з а б е з п е ч е н а при в и к о н а н н і умови: Р2<0,1Р|.

(4.49)

Р . = ^ - .

(4.50)

Відношення тисків:

Перепад Р,>0,5):

тисків

у

ПСУ,

МПа

(визначається

АР=Р,-Р2.

при (4.51)

р

(При Р і ^ 0 , 5 К визначається по формулі 4.35). Р о з р а х у н к о в а п р о п у с к н а з д а т н і с т ь с к и д а л ь н о г о клапа­ 3 на, м /год, в и з н а ч а є т ь с я по ф о р м у л і 4.37 де Р і а прий­ м а ю т ь с я з т а б л и ц і 4.13 д л я д а н о ї п о п е р е д н ь о п р и й н я т о ї марки С П П К . К л а п а н в і д п о в і д а є в и м о г а м при К Р > К Т . П р и к л а д 4.12 Р о з р а х у в а т и з а п о б і ж н и й п р у ж и н н и й с к и д а л ь н и й кла­ пан д л я Г Р П із встановленим П З К перед регулятором. ( Я к щ о п е р е р в а у подачі г а з у н е д о п у с т и м а , П З К н е вста­ новлюють) . Вихідні дані: Тип регулятора Діаметр сідла регулятора, Ос, мм Тиск настройки регулятора, Р„, МПа Тиск газу на вході в ГРП, Р„, МПа 284

— РТУК2Н-200 — 105 —0,08 — 0,6

Характеристика газу: при 273 °К і 0,1013 МПа: 3

Густина, р, кг/м Показник адіабати, К -6 В'язкість кінематична, V • 10 , м /с

0,73 1,3 14,24

Дійсна довжина трубопроводу, м підвідного, /д.„ скидального, /дс

— 3,5 — '2

Місцеві опори на трубопроводі: — п і д в і д н о м у — к р у т о з і г н у т и й відвід — 1, з а с у в к а па­ р а л е л ь н а — 1, п о в і л ь н и й в і д в і д — 1, т р і й н и к на розгалу­ ж е н н я — 1 (| = 1,3 ( 1 4 ) ; — с к и д а л ь н о м у — к р у т о з і г н у т и й відвід — 2, р о з ш и р е н н я п о в і л ь н е — 1 ( 0 / д = 1,29 6 = 3 0 ° ) . Р о з р а х у н к о в а с х е м а — на рис. 4 . 3 9 . Н а п і д в і д н о м у т р у б о п р о в о д і повинні в р а х о в у в а т и с ь : і р і з к а трубопроводу до П С У — трійник на відгалуження ( б = 1 , 3 д л я Г Р П і з П З К перед регулятором, 1 = 1 , 0 д л я Г Р П без П З К ) ; кран (для І ) у < 8 0 ) або засувка ( д л я О у > 8 0 ) ; повороти, я к щ о діаметр підвідного трубопроЮду менше діаметра вхідного патрубка ПСУ, то в в о д я т ь Повільне а б о р а п т о в е р о з ш и р е н н я п о т о к у . На с к и д а л ь н о м у т р у б о п р о в о д і в р а х о в у ю т ь : різкі і ПОВІ­ ЛЬНІ п о в о р о т и , р а п т о в е р о з ш и р е н н я п о т о к у ( £ = 1,0); я к щ о Діаметр с к и д а л ь н о г о т р у б о п р о в о д у б і л ь ш е д і а м е т р а вихід­ н о г о п а т р у б к а , т о в в о д я т ь р о з ш и р е н н я потоку ( 1 4 ) .

^

Рис. 4.39. Розрахункова схема обв'язки ПСУ

В і д п о в і д н о до р е к о м е н д а ц і й із (14) п о т р і б н а пропуск­ 3 на з д а т н і с т ь , м /год, в и з н а ч а є т ь с я по ф о р м у л і 4.43 при з а д а н о м у з н а ч е н н і Р„ = 0 , 6 М П а і відповідній йому про­ пускній з д а т н о с т і р е г у л я т о р а Р Т У К 2 Н - 2 0 0 : 1/тах=20 550

3

м /год. 3

1/Т = 0,025 • 20 550 = 514 м / г о д . Попередньо приймаємо клапан СППК-4Р-100-16 />Ув^ = 100 мм Оув1ІХ = 125 мм, к о е ф і ц і є н т в и т р а т и а = 0 , 6 ; г

2

п л о щ а с і д л а / = 1 9 6 2 мм . П р и й м а є м о п о Д С Т У д і а м е т р и підвідного і скидально­ го т р у б о п р о в о д і в : 0 „ X б = 133 X 4;

ОСХ6=219Х6; йп= 125

мм;

£?с=207

мм.

Коефіцієнт урахування впливу шорсткості по формулі 4.40 д л я п і д в і д н о г о і с к и д а л ь н о г о т р у б о п р о в о д і в : 7

^

П

/0.01 , 1 9 2 2 • 14,24 • 1 0 '

- < Ї І 5 +

6

• 12.54°

5Й

>

25

п 1ПС

=0,195;

7-і 0,01 і 1922 • 14,24 • ІО"6 • 20,7 У ' 2 _5 _ п , 0СІ 1 ЧІОТ" 514 / К о е ф і ц і є н т А д л я підвідного і с к и д а л ь н о г о трубопрово­ д і в п о ф о р м у л і 4.39:

Л „ = 1 , 4 5 • 0,195 •

• 0,73 = 0,152;

Л с = 1 , 4 5 • 0,199 • (Щг)5 ' 0 , 7 3 = 1 , 4 6 • V 20,7 /

10

Еквівалентна д о в ж и н а прямої дільниці трубопроводу, м, по ф о р м у л і 4.44: 1

™~

0,11 -0,195 20,7 0.11 • 0,199

286

_Ь

= 9,5

М;

С у м а к о е ф і ц і є н т і в місцевих в і д п о в і д н о д о вихідних д а н и х :

опорів

по

таблиці

4.17

£ £„ = 0,4 . 1 + 0 , 1 - 1 + 0 , 2 5 . 1 + 1,3 = 2,05; £ | с = 0,4 • 2 + 0,15 = 0,95. Р о з р а х у н к о в а д о в ж и н а підвідного т р у б о п р о в о д у , м , п о формулі 4.45: /„ = 2,05 • 6 + 3,5 = 15,8 м; / с = 0,95 • 9 , 5 + 1 2 = 21

м.

Т и с к у к о н т р о л ь н і й точці ( М П а ) Р ї = 1,15 • 0,08 = = 0,092 М П а . А б с о л ю т н и й т и с к у к о н т р о л ь н і й точці, М П а : РЧ = 0 , 0 9 2 + 0,1013 = 0,1933

МПа.

а

А б с о л ю т н и й т и с к у вхідному і вихідному П С У , М П а , п о ф о р м у л а х 4.38 і 4.46: 2

Р, = V 0,1933 — 0,152 • 15,8 • 1 0 "

= У г ,^1 0 1 3 2 + 1,46 •

10~

2

3

патрубках

=0,1868 МПа; _

• 21 • 1 0 = 0,1024 М П а .

Робочий тиск у патрубках клапана, М П а : Р і = 0 , 1 8 6 8 — 0,1013 = 0,0855 М П а ; / > 2 — 0 , 1 0 2 4 — 0,1013 = 0.0011 М П а . П е р е в і р к а у м о в и Р г ^ 0 , 1 Р\\ 0 , 0 0 1 1 < 0,00855. Відношення тисків р , : Р > = І Ш =

0

'

5 4 8

>

0

'

5

-

П е р е п а д тиску в с к и д а л ь н о м у к л а п а н і , М П а : ДР = 0,0855-0,0011 =0,0844 М П а . Р о з р а х у н к о в а п р о п у с к н а з д а т н і с т ь с к и д а л ь н о г о клапа­ 3 на, м /год, в и з н а ч а є т ь с я по ф о р м у л і 4 . 3 7 : 0844

У = 1 , 6 2 - 1 9 6 2 - 0 , 6 - У " = С 7 ? 1,0844 ! = 1712 Ур>Ут,

+ 0,1013)

3

м /год, 1712>514.

Р е з у л ь т а т и р о з р а х у н к і в п о к а з у ю т ь , щ о к л а п а н вибра­ ний п р а в и л ь н о із з а п а с о м п р о п у с к н о ї з д а т н о с т і , що д о р і в 287

Таблиця 4.17 Коефіцієнти місцевих опорів Найменування опорів

Раптове розширен­ ня потоку

Повільне розширен­ ня потоку (дифузор)

Коефіцієнт опору

Ескіз

0,1 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 і вище

т

0,1 0,8 0,7 0,55 0,4 0,25 0,15

1 0 - 1 5 ° 20—30° 1,25— 1,75 2,0—2,5

0,05 " 0,10

0,15 0,30

0

45-90° Див. раптове розши­ рення потоку

Тип коліна

Зварне коліно 30° 45" 60° 90°

11 (1,5і>у)

ІП (2Я у )

IV (30 у )

0,26 0,28 0,36 0,43

0,23 0,23 0,29 0,34

0,19 0,23 0,25 0,30

Радіус

Повільний відвід 30° 45° 60° 90°

Крутозігнутий відвід

288

за

4(1

64 і вище

0,17 0,19 0,23 0,28

0,15 0,20 0,20 0,25

0,10 0,15 0,15 0,20

0,4

нює я г 3 , т о б т о , м о ж л и в а у с т а н о в к а з а п о б і ж н о г о к л а п а н а меншого діаметра, наприклад, СППК4Р-80-16. Я к щ о у м о в а Ур> У т не в и к о н у є т ь с я , то необхідно при­ йняти к л а п а н і з б і л ь ш и м £ ) у (при | 5 і > 0 , 5 ) . Я к щ о н е в и к о н у є т ь с я у м о в а Р г ^ О , І Р і , т о необхідно з б і л ь ш и т и д і а м е т р с к и д а л ь н о г о т р у б о п р о в о д у а б о прийня­ ти клапан із більшою пропускною здатністю (при Р і ^ 0 , 5 ) . Р е к о м е н д у є т ь с я з а с т о с о в у в а т и т а к і види П С У д л я г а з о п р о в о д і в : н и з ь к о г о і с е р е д н ь о г о т и с к у (0,01 — 0,015 М Ц а ) — г і д р а в л і ч н і з а п о б і ж н и к и ; середнього (0,01—0,125 М П а ) — мембранні клапани ПСПК-50; с е р е д н ь о г о ( б і л ь ш е 0,045 М П а ) і в и с о к о г о т и с к у — пружинні клапани С П П К - 4 Р . 4.3. ВИКОРИСТАННЯ ГАЗУ ЯК МОТОРНОГО ПАЛИВА

Г а з о в е м о т о р н е п а л и в о з а б а г а т ь м а п о к а з н и к а м и пере­ в и щ у є т р а д и ц і й н і види н а ф т о в и х п а л и в . Порівняння властивостей стиснутого природного газу з іншими в и д а м и п а л и в — б е н з и н о м , д и з е л ь н и м п а л и в о м , пропаном і бутаном, етиловим і метиловим спиртами п о к а з у є , щ о він володіє р я д о м п е р е в а г : — п р и р о д н и й г а з містить від 85 до 100 % м е т а н у , воднево-вуглецеве співвідношення в якому максимальне порівняно з іншими паливами (табл. 4.18); Таблиця В и д палива

4.18

Воднево-вуглецево-молярні співвідношення

метан

4,0

пропан

2,66

бутан

2,5

бензин

гас

1,975 1,953

дизельне паливо

1,845

— при в и к о р и с т а н н і м е т а н у як п а л и в а в і д п р а ц ь о в а н і рази д в и г у н і в п р а к т и ч н о н е м і с т я т ь с а ж і , м і с т я т ь м е н ш у к і л ь к і с т ь д в о о к и с у в у г л е ц ю т а окису в у г л е ц ю п о р і в н я н о з іншими п а л и в а м и . Тому п р и р о д н и й г а з п і с л я в о д н ю е найдосконалішим видом п а л и в а ; 10

7

1120

289

.— >. х <-* а. о о <ч о: о

Л ( ч

о

1

V

та

2

о * 2, і х є

І о* я х ^X"

лі

|>

з£ «І

НЖ

5

Сч) >«.-

•і.

(о

«аг

т 290

ї8

О.ЬіЛ

та '

£«

О С

ех ^

— октанове число п р и р о д н о г о г а з у дорів­ нює 1 0 2 — 1 0 8 , щ о в и щ е о к т а н о в о г о ч и с л а бензи­ нів ( 9 3 — 9 8 ) ; природний г а з має високі антидето­ наційні в л а с т и в о с т і і не містить т е т р а е т и л с в и н цю; — температура са­ мозапалення бензину — 4 7 3 °К, с т и с н е н о г о при­ р о д н о г о г а з у — 7 2 3 °К. Т о м у б е н з и н є небезпеч­ нішим в и д о м п а л и в а що­ до пожежонебезпечності, ніж г а з . Але ц я ж якість ускладнює запуск к а р б ю р а т о р н о г о двигу­ на при низьких темпе­ ратурах; — при роботі на газі не з м и в а є т ь с я м а с л о з р о б о ч и х п о в е р х о н ь цил і н д р о п о р ш н е в о ї групи, 1 м а с л о не розріджуєть­ с я ; твердих частин у мас­ л і н а б а г а т о м е н ш е , ніж при роботі на бензині і дизельному паливі. Тому з б і л ь ш у є т ь с я р е с у р с ро­ боти д в и г у н а в 1,5 раза, ресурс масла — у 2 рази. Основними недоліка­ ми п р и р о д н о г о г а з у як п а л и в а д л я автомобі­ л і в є: — необхідність збе­ рігання в стисненому с т а н і з т и с к о м 20 М П а у б а л о н а х в и с о к о г о тис­ ку; при ц ь о м у знижуєть­ ся вантажопідйомність а в т о м о б і л я на 1 3 — 2 0 % [16];

— необхідність б у д і в н и ц т в а а в т о м о б і л ь н и х г а з о н а п о в ­ нювальних компресорних станцій; — підвищення вартості г а з о б а л о н н и х автомобілів за рахунок установки додаткового устаткування; — в и н и к н е н н я д о д а т к о в и х у с к л а д н е н ь , в и к л и к а н и х не­ о б х і д н і с т ю р об о ти з о б л а д н а н н я м в и с о к о г о тиску до 25 М П а . Автомобільні

газонаповнювальні

компресорні

станції

У систему забезпечення автотранспорту стисненим природним газом входять: стаціонарні А Г Н К С високого тиску (до 2 0 М П а ) , контейнерні А Г Н К С ' д л я з а п р а в к и а в т о м о б і л і в п р и р о д н и м г а з о м в и с о к о г о тиску ( д о 2 0 М П а ) , пересувні а в т о г а з о з а п р а в н и к и ( П А Г З ) . С т а ц і о н а р н і А Г Н К С р о з р а х о в а н і н а дві модифіка­ ції: — на вхідний т и с к г а з у 0,8—1,2 М П а й о с н а щ е н н я опозитними компресорами ВО «Борець»; — на вхідний т и с к 0,4—0,6 М П а і о с н а щ е н н я кутови­ м и к о м п р е с о р а м и німецького в и р о б н и ц т в а . Технологічний п р о ц е с в к л ю ч а є б л о к о ч и щ е н н я г а з у від крапельної вологи і механічних домішок, блок компримув а н н я до тиску 25 М П а , блок осушення, блок зберігання, блок розподілу газу на заправку (рис. 4.40). С к л а д споруд А Г Н К С включає технологічний корпус і зовнішню установку окремого технологічного устаткуТаблиия 4.19 Тип компресора Показники

2ГМ4-І,3/12-2Л) <ВО « Б о р е ц ь » )

1

3

Продуктивність, м /год Кількість заправок автомо­ білів на добу Тиск газу, МПа: на вході на виході Кількість компресорів Кількість ступенів стиску Кількість заправних колонок 3 Об'єм акумуляторів, м 10*

4НЛЗКЛГ 2 0 0 / 2 1 0 5-249)гХК (Німеччина)

2 В У Т ЛУЗ (Італія)

2

3

4

470—940 700

1070—1740 615

400—900 780

0,8—1,2 20 5 4 8 18

0,4—0,6 20 2 4 8 18

0,6—1,2 20 9 3 7 11 291

в а н н я , я к а містить акумулятори газу, а п а р а т и повітряного охолодження і сепаратори. У к о м п р е с о р н о м у відділенні в с т а н о в л е н і к о м п р е с о р и з х о л о д и л ь н и к а м и , у с т а н о в к а о с у ш е н н я г а з у , б л о к редуку­ в а н н я т и с к у г а з у з 2 5 М П а д о 2 0 ' М П а , насоси цирку­ л я ц і ї води ( а н т и ф р и з у ) в системі о х о л о д ж е н н я г а з у і компресорних циліндрів. У п о в і т р я н і й к о м п р е с о р н і й р о з м і щ е н і к о м п р е с о р и пода­ чі п о в і т р я в с и с т е м у у п р а в л і н н я п р о д у в н и м и к л а п а н а м и газових компресорів. О с н о в н і технічні п о к а з н и к и с т а ц і о н а р н и х А Г Н К С - 5 0 0 н а в е д е н і в т а б л и ц і 4.19. Розрахунки

параметрів

АГНКС

1. М а к с и м а л ь н а кількість заправних колонок на А Г Н К С в и з н а ч а є т ь с я , виходячи з м а к с и м а л ь н о ї кількості р о б о ч и х к о м п р е с о р і в , їх подачі, с е р е д н ь о г о о б ' є м у і ч а с у заправки автомобіля [16].

""тах

"'•

<3

^

К

»° -, }

(4.52)

де га р — к і л ь к і с т ь р о б о ч и х к о м п р е с о р і в ; (2К — п о д а ч а комп­ 3 ресора, м /хв; V — к о е ф і ц і є н т з а в а н т а ж е н н я А Г Н К С ; <23 — с е р е д н і й 3 об'єм з а п р а в к и автомобіля, м /хв. 1/ = —,

(4.53)

де А, — інтенсивність п р и б у в а н н я а в т о м о б і л і в на з а п р а в к у . М

тзи. •

60

0,5,

яе N — к і л ь к і с т ь а в т о м о б і л і в в о д н у з м і н у ; тзм лість зміни, хв. І* = - 7 - .

(4.54) — трива­

(4-55)

де т — кількість п р а ц ю ю ч и х к о л о н о к ; і — час заправки автомобіля. 2. Геометричний об'єм а к у м у л я т о р а газу на А Г Н К С в и з н а ч а є т ь с я , в и х о д я ч и і з з а б е з п е ч е н н я з а д а н о ї кількості з а п р а в о к з а к у м у л я т о р а при відключенні к о м п р е с о р н и х , при м а к с и м а л ь н о м у т и с к у в н ь о м у 2 5 М П а : 292

(4

У„.га„«-^Тіїг.

-56)

де по — р о з р а х у н к о в а кількість к о м п р е с о р і в ; / , * — допустима кількість включень (5 вкл./год»; АР — п р и в е д е н и й п е р е п а д т и с к і в .

д е Р і . і Р г — т и с к и в к л ю ч е н н я (22 М П а ) і в і д к л ю ч е н н я (25 М П а ) компресора; 2 . і 2 2 — к о е ф і ц і є н т и с т и с л и в о с т і д л я м е т а н у , відповід­ ні т и с к а м Р, і Р 2 і т е м п е р а т у р а м 7"середН) і ГсередН2 ; 7.0— к о е ф і ц і є н т с т и с л и в о с т і , відповідний = 0,1013 М П а і т е м п е р а т у р і 2 7 3 ° К . 3 . Ч а с д о с я г а н н я т и с к у Р 2 , хв. ^ « . т «

Т 2

=

тиску

Ро =

• АР • У2


(4

'

-58)

К 2 — ч а с роботи к о м п р е с о р а при д о с я г н е н н і тиску хв; п — кількість п р а ц ю ю ч и х к о м п р е с о р і в ; І — к і л ь к і с т ь а в т о м о б і л і в на з а п р а в ц і ( д о р і в н ю є кіль­ кості п р а ц ю ю ч и х к о л о н о к ) ; 3 Р з — середній о б ' є м з а п р а в к и а в т о м о б і л я , м / х в . 4. Ч а с п а д і н н я т и с к у в а к у м у л я т о р і п р и з а п р а в ц і від Р2 до Р,, хв: де

Р2,

де

2

СІ"—сумарна

подача

працюючих

к о м п р е с о р і в за

3

о д и н и ц ю часу, м ; У і _ ч а с р о б о т и к о м п р е с о р а при з н и ж е н о м у т и с к у з Р 2 до Р „ хв. 5. Д о б о в а п о т р е б а в г а з і д л я А Г Н К С , м : ЧЮ«=УЯ.К,

(4-60)

де У 3 — о б ' є м г а з у на о д н у з а п р а в к у при Р = 0,1013 М П а ; 3

Г = 2 9 3 °К, м ; /( — к і л ь к і с т ь з а п р а в о к а в т о м о б і л і в за добу ( т а о л . 4.19). Г е о м е т р и ч н и й о б ' є м з а п р а в к и а в т о м о б і л я з а л е ж и т ь від об'єму б а л о н а та їх кількості: 293

и = Уб.п0,

(4.61)

3

де У 6 — місткість б а л о н а , м ; п б — кількість б а л о н і в . М і с т к і с т ь с т а н д а р т н и х б а л о н і в д л я в а н т а ж н и х автомо­ 3 білів і а в т о б у с і в с т а н о в и т ь 50 л (0,05 м ) . Технічні п о к а з н и к и а в т о м о б і л і в при роботі на природ­ н о м у г а з і н а в е д е н і в т а б л и ц і 4.20 по [ 1 6 ] . О б ' є м г а з у на одну з а п р а в к у У л в и з н а ч а є т ь с я по формулі: У

Р " ' . ?

^

р

' '

Т є

: т

* ст. * ^ с е р е д и .

( 4

•

-

6 2 )

' з

д е Р 3 — тиск з а п р а в к и а в т о м о б і л я , М П а ; Г, — т е м п е р а т у р а г а з у з а п р а в к и а в т о м о б і л я , °К^ с о р о д и — середній к о е ф і ц і є н т стисливості, в и з н а ч а є т ь с я по складу газу заданого родовища; Тст — с т а н д а р т н а т е м п е р а т у р а , °К ( 2 9 3 ° К ) ; Рст — с т а н д а р т н и й а т м о с ф е р н и й тиск, °К (0,1013 М П а ) . 6 . О б ' є м г а з у в а к у м у л я т о р і д л я з а п р а в к и при т и с к у Р 2 — Р \ (до включення компресора). Об'єм газу заправки з акумулятора Уг.3. = (уак.

• 2,

- У а к Л

(4.63)

\ Р = 25 Р = 2 2 /

де

Уак ,

Уак — о б ' є м и г а з у в а к у м у л я т о р і

при тиску 25

р = 2 5 Р = '2"2

22 М П а

К і л ь к і с т ь з а п р а в о к без в к л ю ч е н н я к о м п р е с о р а

Таблиця 4.20 Вантажні Позна­ чення

«в

294

Показники ЗІЛ-138

ГАЗ-53

Автобуси ЛАЗ-

ЛАЗ-

695 НГ

4202 Г

Легкові

ГАЗ-24

ВАЗ

8 3 КІЛЬКІСТЬ 8 8 3 7 балонів Місткість, 50(0,05) 50(0,05) 50(0,05) 50(0,05) 30(0,03) 30(0,03) 3 л (м ) 90— 20 Об'єм за­ 3 80 90 20 90 правки, м 170

"

а

=

-

^

(4,65)

,

3

д е І^з — о б ' є м з а п р а в к и а в т о м о б і л я д а н о ї м а р к и , м . 7. Р о з р а х у н о к роботи компресорів. З а л е ж н о від п р и й н я т о г о т и с к у к о м п р е с о р а продуктив­ н і с т ь в и з н а ч а є т ь с я п о т а б л и ц і 4.19. В і д п о в і д н о д о т и п о в и х п р о е к т і в А Г Н К С - 5 0 0 кількість з а п р а в о к автомобілів по змінах прийнята: перша — 55 %, д р у г а — 35 %, т р е т я — 10 %. 3 Г о д и н н и й р о з х і д г а з у в п е р ш у зміну, м / г о д : (4-66)

Яг=*-,

де с7і — р о з х і д г а з у в 1 зміну, я к и й д о р і в н ю є 55 % цю^. Кількість компресорів:

п

*

=

1 7

ш

(

4

6

-

7

)

Кількість з а п р а в о к в 1 зміну: 4 68

«І=1ГКількість з а п р а в о к 8 годин:

у

годину

(- > при

тривалості

зміни

(4 б9)

-

«з'=4-

Кількість заправних колонок, виходячи з середнього ч а с у о б с л у г о в у в а н н я о д н о г о а в т о м о б і л я 10 х в и л и н : т = 4-

(4-70)

8. Р о з р а х у н о к о с у ш е н н я г а з у цеолітом після компримування. Н е о б х і д н а кількість а д с о р б е н т у д л я о с у ш е н н я визна­ чається: а

_

й—

де

3

і

№к

Здобу •

( ^ н - ^ и )

•

т

24-а

'

У

(47П

'

— в о л о г і с т ь г а з у на вході і виході з а д с о р б е р а , 3

3

г / м . В і д п о в і д н о з [16] № н = 0,4 г/м , № к = 0,009 г/м ; т — ч а с а д с о р б ц і ї , год; т = 8 год; а — активність адсорбенту, 0,04^-0,05. 295

Т а к я к н а А Г Н К С у с т а н о в л е н о 2 а д с о р б е р а , т о одер­ ж а н а к і л ь к і с т ь цеоліту п о д в о ю є т ь с я . Тривалість процесу адсорбції — 8 годин. П р о ц е с р е г е н е р а ц і ї з а к і н ч у є т ь с я при т е м п е р а т у р і г а з у р е г е н е р а ц і ї на виході з а д с о р б е р а : 7" = 4 7 3 ° К . П р и к л а д 4.13 Р о з р а х у в а т и п а р а м е т р и р о б о т и А Г Н К С - 5 0 0 при т а к и х вихідних даних: кількість компресорів пр = 4 + 1 ; 3 продуктивність компресора <2К = 940 м /год (15,6 3 м /хв); 3 с е р е д н і й о б ' є м з а п р а в к и а в т о м о б і л я <23 = 70 м ; кількість автомобілів в 1 зміну з у р а х у в а н н я м даних т а б л и ц і 4 . 1 9 : N = 0,55 • 700 = 3 8 5 ; к і л ь к і с т ь п р а ц ю ю ч и х к о л о н о к ( п р и й н я т е ) т = 5; час заправки автомобіля * = 1 0 хв; марка автомобіля ЗІЛ-138; температура газу в акумуляторі: о при Р , = 2 2 М П а 7'і = 3 0 3 К ; 2 2 при Р = 25 М П а 7" = 3 1 3 ° К : температура газу з а п р а в к и 7 * 3 = 2 9 7 °К; тиск з а п р а в к и Р3 = 20 М П а . 1 . М а к с и м а л ь н а к і л ь к і с т ь з а п р а в н и х к о л о н о к визнача­ є т ь с я п о ф о р м у л і 4.52: =

=7

4.15,6.0,8

{

Інтенсивність прибування автомобілів в и з н а ч а є т ь с я по формулі 4.54: 5

0 4

^ = -8ТбТ-°' = ' З а г а л ь н а інтенсивність о б с л у г о в у в а н н я в и з н а ч а є т ь с я по формулі 4.55: , Коефіцієнт формулі 4.53:

=

автомобілів

^ = 0 , 5 .

завантаження

АГНКС

визначається

по

У = |А=0,8.

по 296

2. Геометричний об'єм акумулятора газу визначається ф о р м у л і 4.56:

і/ V г

4 •

=

10 •

1 51, 6 —

=

, , о 14 З

м

4 - 5 * 2 1 7

ак.тах

з

І" •

П р и в е д е н и й п е р е п а д тисків АР в и з н а ч а є м о по форму­ лі 4.57. по Д л я визначення значень 2Ь 22 номограмі [10] д л я м е т а н у в и з н а ч и м о п р и в е д е н і п а р а м е т р и Р пр і Тпр п р и Р - = 2 2 М П а , Р 2 = 25 М П а , Г, = 3 0 3 ° К , 7"2 = 313°к. р

Рі

=

22

т

- =4,6;

4,74

пр..

_

=

"Р1

303

= 1,59;

190

' кр

2 г = 0,85; р

25

—

пр12

Р

4,74

* кр,

т

т2 т 1

=

_

313 190

кр.

? 2

ДР = 0 1

Л

= 0,9;

—

V

—^ •

0,89

!

0,85/

= 2 17

0,1013

3. Час досягання тиску Р2 визначається по формулі 4.58. _

14,3

Т 2 _

•

15,6

2,17 •

10

. 4 - 5 - 7

_ , , _

1

1

о '

Л

ХВ

-

у2

П р и м і т к а : 1. З н а ч е н н я п р и й н я т о 10 хвилин, виходя­ чи з ч а с у з а п р а в к и а в т о м о б і л я з у м о в и . 2. Середній об'єм з а п р а в к и , і 3 3 , приведений відповідно 3 до з а д а н о г о с е р е д н ь о г о о б ' є м у з а п р а в к и (70 м ) і прийня­ 3 того ч а с у з а п р а в к и а в т о м о б і л я (10 х в ) , м /хв. по

4 . Ч а с п а д і н н я тиску в а к у м у л я т о р і д о з н а ч е н н я Р , — ф о р м у л і 4.59: 14,3 • 2,17 - 4 Т

|

=

5 - 7 - 1 5 , 6 . 1

=

а

.

6

А

ХВ

-

П р и м і т к а : 1. З н а ч е н н я у, п р и й н я т о 4 хвилини з ураху­ в а н н я м р о б о т и о д н о г о к о м п р е с о р а і з а п р а в к и 5 авто­ мобілів. П р и з н и ж е н н і т и с к у г а з у в а к у м у л я т о р і д о Р , автома­ тично включається в роботу робочий компресор. Подаль­ ше збільшення відбору газу призводить до включення одного а б о кількох резервних компресорів. 297

П р и з м е н ш е н н і в і д б о р у г а з у з а к у м у л я т о р а автоматич­ но в і д к л ю ч а ю т ь с я с п о ч а т к у р е з е р в н і , а потім і р о б о ч и й компресори. Т и с к г а з у в а к у м у л я т о р і п і д в и щ у є т ь с я за час тг = = 1 1 , З х в з Р і = 2 2 М П а д о Р> = 25 М П а . П і с л я в і д к л ю ч е н н я к о м п р е с о р і в тиск г а з у в а к у м у л я т о р і п а д а є з Р 2 = 25 М П а д о Р і = 2 2 М П а з а ч а с т , = 6 , 4 хв, і к о м п р е с о р и включа­ ються. Час між д в о м а включеннями становить Т= = 17,7 х в и л и н и . О т ж е с е р е д н я кількість в к л ю ч е н ь компре­ с о р а в зміну с т а н о в и т и м е : 8^-=27,1<40,

2з*-=

1=

що менше допустимої кількості в к л ю ч е н ь компресо­ ра [161. 5. Д л я визначення добової потреби в газі д л я А Г Н К С р о з р а х у є м о геометричний об'єм з а п р а в к и автомобіля по формулі 4.61. 3 V = 0,05 - 8 = 0,4 м . Д л я визначення коефіцієнта стисливості 2 в формулі 4.62 р о з р а х у є м о п р и в е д е н і п а р а м е т р и Р пр і Тпр, при­ й н я в ш и п о [10] д л я м е т а н у Р к р = 4 , 7 4 М П а , Тк0 = = 190°К. Т

0

Д

І

:

Р

-

Р7=4ІГ=4'

=

=

Т

Гкр

"Р-

Д а н і з н а ч е н н я Р пр О б ' є м г а з у ІЛ, на ф о р м у л і 4.,62: V = 3

Добова 4.60:

=

2 ;

Ш~ 190

і Г п р в і д п о в і д а ю т ь 2 = 0,8. одну з а п р а в к у в и з н а ч а є т ь с я

0.4 - 20 - 293 0,1013 • 0,8 • 297

потреба

= 1 48 '

АГНКС

по

^ 9 7 6 з У М '° •

визначається

по

формулі

3


Гпр

= Ц = 1,59;

2,=0,86;

Рп,2-

-~

Г,1Р2=

= 5 , 3 ;

=

Ш

22 = 0,89;

1,64;

І/ _ '4.3 • 22 • 293 _ о492 з. -СІ4У2 М ""Ч 0,1013 . 0,86 - 303 ' V У

Об'єм

газу

14,3 . 25 - 293 - 2 - 0,1013 . 0,89 . 313 для

заправки

-

о7Н 37И М

з •

автомобілів — по

формулі

4.63: -Угл. = 3 7 1 4 - 3 4 9 2 = 2 2 2

Кількість компресора:

заправлених

автомобілів 222

пл=

3

м .

—

без

включення

о

=г.

7. Р о з р а х у н о к ро бо ти к о м п р е с о р і в . В і д п о в і д н о д о р о з п о д і л у кількості з а п р а в о к автомобі­ лів по з м і н а х в и з н а ч а є м о р о з х і д г а з у в 1 зміну, т о б т о о б ' є м його — 5 5 % від д о б о в о г о р о з х о д у , щ о с т а н о в и т ь : 3 (7, = 0 , 5 5 • 6 8 3 2 0 = 3 7 5 7 6 м ; =

^7576_=4697мз/год

Кількість компресорів визначаємо по формулі 4 . 6 7 :

„ - Ш.

- 5

П

_

«~

940

°-

К і л ь к і с т ь з а п р л в о к в 1 зміну — по ф о р м у л і 4 . 6 8 :

К і л ь к і с т ь з а п р а в о к у годину — п о ф о р м у л і 4 . 6 9 : < = І І І = 5 2 .

Кількість заправних колонок — по формулі 4 . 7 0 : 52 т

=

—

с = 5 .

8 . Н е о б х і д н а кількість а д с о р б е н т у циклі в и з н а ч а є т ь с я п о ф о р м у л і 4 . 7 1 : ^

=

68 320 - (0,4 - 0,009) • 8 2 4 . 0,05

при

|70 Л07 = 178 0 8 7

8-годинному

, 7С г = 1 7 8

кг.

299

Автомобільні

газозаправні

станції

(АГЗС)

А в т о г а з о з а п р а в н і с т а н ц і ї ( А Г З С ) п р и з н а ч е н і д л я за­ правки газобалонних автомобілів зрідженим нафтовим газом. До складу А Г З С входять: резервуари зберігання, насосно-компресорне відділення, колонки для прийому г а з у з а в т о ц и с т е р н , к о л о н к и д л я з а п р а в к и г а з о м автомо­ білів, с и с т е м а а в т о м а т и к и , с и с т е м а е л е к т р о ж и в л е н н я тощо. З г і д н о Б Н І П 2.04.08-87 « Г а з о п о с т а ч а н н я » м а к с и м а л ь ­ 3 ний о б ' є м групи р е з е р в у а р і в не м а є п е р е в и щ у в а т и 100 м , 3 а о б ' є м р е з е р в у а р а — 25 м . Б Н І П р е г л а м е н т у є мінімаль­ ні відстані між об'єктами А Г З С . Технічна х а р а к т е р и с т и к а А Г З С н а в е д е н а в т а б л и ц і 4.21 з г і д н о [ 1 7 ] . П р и н ц и п о в а т е х н о л о г і ч н а с х е м а А Г З С п о д а н а на ри­ с у н к у 4 . 4 1 , а с х е м а А Г З С — на р и с у н к у 4.42. Д л я п і д в и щ е н н я к о е ф і ц і є н т а в и к о р и с т а н н я стаціонар­ них АГЗС використовують пересувні АГЗС типу Ц П П З - 1 2 - 8 8 5 і з т я г а ч е м типу З І Л - 1 3 0 В . Д л я скорочення часу заповнення балонів станція в к о м п л е к т о в а н а в и х р о в и м н а с о с о м типу С 5 / 1 4 0 А, вимі­ рювачем розходу У И Ж Г - 2 0 , вібростійким манометром МТИ-100/1-ВУ, випарювачем д л я підвищення тиску в цистерні, що перевищує пружність парів.

Таблиця

4.21

За типовим проектом Показники

Продуктивність, запр./добу 3 Середня заправка, л (м ) Кількість резервуарів для газу ємністю: 3 25 м3 5 м Кількість колонок: зливу газу із автоцистерн заправки автомобілів Максимальний тиск у трубо­ проводі, МПа

300

503—136

3815

600 200 (0,2)

750 200 (0,2)

4 1

4 1

2 4 1,6

2 4 1,6

Рис. 4 . 4 1 . Принципова технологічна схема АГЗС-БКИ-600. / — резервуар. 2 — насоси, З — випарювачі, для

зливання

ЗВГ

із

4 — колонки для

балонів,

Примітка:

6 — колонки

З В Г — з р і д ж у й «і і

наповнення З В Г для

зливання

автомобільних балонів, 5 — колонки

З В Г із

вуглеводневий

газ

автоцистерн.

Рис. 4.42. Схема АГЗС-БКИ-600. / — блок газу,

технологічний,

5 —майданчик

зервуар

для

води,

2 — блок

зливних

допоміжний,

колонок,

8 — водозабірні станція,

3— б л о к

6— о с т р і в е ц ь

колодязі,

10 — м с т а л е н а

побутовий,

наливних

9 — комплектна

4 — сховище

колонок,

7 — ре­

трансформаторна

огорожа

ЛІТЕРАТУРА

1. Положение по технической зксплуатации ГРС М Г . — М.: Недра, 1990. 2. Громов В. В. Оператор магистральньїх газопроводов.— М.: Недра, 1981. 3. Шишко Г. Г. и др. Учет расхода г а з а . — К.: Урожай, 1993. 4. Многониточньїй измерительньїй микропроцессорньїй ком­ плекс «Суперфлоу-ІІ». Техническое описание и инструкция по зксплуатации.— М.: СП «Совтексавтоматика», 1994. 5. Обзорная информация «Важнейшие научно-технические проблеми газовой промьішленности».— М.: ВНИИЗгазпром, 1986.— № 7. 6. Правила измерения расхода газов и жидкостей стандарт­ ними сужающими устройствами РД 50-213-80.— М.: Изд-во Стандартов, 1982. 7. Дубинский Н. М. Автоматические газорегулирующие системи.— К.: Техніка, 1976. 8. Ионин А. А. Газоснабжение.— М.: Стройиздат, 1989. 9. Плотников В. М. Регулятори давлення газа.— Л . : Не­ дра, 1982. 10. Волков М. М. Справочник работника газовой промьіш­ ленности.— М.: Недра, 1989. 302

11. Едигаров С. Г. Проектирование и зксплуатация нефтеГ).ІІ и газохранилищ.— М.: Недра, 1973. 12. Пиляк В. М. Зксплуатация газораспределительньїх ічаїїций.— Л . : Недра, 1969. 13. Варфоломеев В. А., Торчинский Я. М., Шевченко Р. Н. (ліравочник по проектированию, строительству и зксплуатации систем г а з о с н а б ж е н и я . — Будівельник, 1988. 14. Шур И. А. Газорегуляторньїе пункти и установки.— Л.: Недра, 1985. 15. Юренко В. В. Городское газовое хозяйство.— М.: Не­ дра, 1991. 16. Боксерман Ю. И. и др. Перевод автотранспорта на га­ зовое топливо.— М.: Недра, 1988. 17. Плитман И. Б. Справочное пособие для работников А З С и А Г З С — М . : Недра, 1990.

Р о з д і л 5. ЗБЕРІГАННЯ

ГАЗУ

5.1. СХОВИЩА ДЛЯ ГАЗУ

У т е п е р і ш н і й ч а с в е л и к о г о з н а ч е н н я н а б у л о регулю­ в а н н я н е р і в н о м і р н о с т і с п о ж и в а н н я г а з у , я к у класифіку­ ють так: — внутрішньодобова — з а часом доби; — внутрішньотижнева —у межах т и ж н я ; •— в н у т р і ш н ь о м і с я ч н а —у м е ж а х м і с я ц я ; — сезонна — протягом року. В н у т р і ш н ь о д о б о в і нерівномірності с п о ж и в а н н я г а з у в о с н о в н о м у п о в ' я з а н і з його в и т р а т о ю на побутові п о т р е б и , а т а к о ж зі з м е н ш е н н я м в и т р а т и г а з у п р о м и с л о в и м и під­ п р и є м с т в а м и , я к і не п р а ц ю ю т ь у нічний ч а с . В н у т р і ш н ь о т и ж н е в і к о л и в а н н я с п о ж и в а н н я г а з у зви­ чайно зумовлюються тими обставинами, що й добові, але т а к о ж п е в н и й в п л и в м а є в и т р а т а г а з у у вихідні й свят­ кові д н і . Внутрішньомісячні нерівномірності с п о ж и в а н н я газу з а л е ж а т ь від пори року, а т а к о ж від п р и ч и н , які виклика­ ють внутрішньотижневу нерівномірність с п о ж и в а н н я газу. С е з о н н і нерівномірності с п о ж и в а н н я г а з у п о в ' я з а н і з п е р і о д а м и р о к у ; в о с і н н ь о - з и м о в и й період с п о ж и в а н н я з б і л ь ш у є т ь с я , у літній період — з м е н ш у є т ь с я . С е з о н н а н е р і в н о м і р н і с т ь с п о ж и в а н н я г а з у є найбіль­ шою. У з и м о в и й період р і з к о з б і л ь ш у є т ь с я о б ' є м с п о ж и в а н ­ ня г а з у на к о м у н а л ь н о - п о б у т о в і й о п а л ю в а л ь н і п о т р е б и , м о ж л и в е з б і л ь ш е н н я в и т р а т и г а з у п р о м и с л о в и м и підпри­ є м с т в а м и з а л е ж н о від ї х т е х н о л о г і ч н о г о п р о ц е с у т а інших причин. Д л я п о к р и т т я і в и р і в н ю в а н н я н е р і в н о м і р н о с т е й спожи­ в а н н я г а з у н ео бх ідн о в години пік м а т и о п е р а т и в н и й р е з е р в г а з у , т о б т о слід с т в о р и т и р і з н о г о т и п у с х о в и щ а д л я газу. 304

Д л я зберігання великих об'ємів газу найдоцільнішим є з а с т о с у в а н н я підземних с х о в и щ . П і д з е м н і с х о в и щ а г а з у ( П С Г ) є т е х н о л о г і ч н о ю складо­ вою ч а с т и н о ю м а г і с т р а л ь н и х г а з о п р о в о д і в і п р и з н а ч е н і д л я р е г у л ю в а н н я нерівномірності г а з о с п о ж и в а н н я , утво­ рення довгострокового й оперативного резерву газу. З а т и п о м п о р и с т о г о с е р е д о в и щ а р о з р і з н я ю т ь с я схо­ вища: — у водоносних пластах; — у в и ч е р п а н и х г а з о в и х та н а ф т о в и х р о д о в и щ а х . За складністю геологічної будови об'єктів сховища діляться на: — п р о с т о ї г е о л о г і ч н о ї будови, я к а х а р а к т е р и з у є т ь с я в и т р и м а н і с т ю л і т о л о г і ч н о г о с к л а д у порід, ї х к о л е к т о р ськими властивостями; — с к л а д н о ї геологічної б у д о в и , я к а х а р а к т е р и з у є т ь с я т е к т о н і ч н и м и п о р у ш е н н я м и , р і з н и ц е ю л і т о л о г і ч н о г о скла­ ду порід, н а я в н і с т ю з о н із н е з а д о в і л ь н о ю п р о н и к н і с т ю . З а у м о в а м и з а л я г а н н я с х о в и щ а п о д і л я ю т ь с я н а пла­ стові, м а с и в н і , л і т о л о г і ч н о а б о т е к т о н і ч н о е к р а н о в а н і . Д л я с т в о р е н н я П С Г м о ж у т ь бути в и к о р и с т а н і вичерпа­ н і п о к л а д и г а з о в и х , н а ф т о в и х р о д о в и щ , водоносні п л а с т и , а т а к о ж розмиті с о л я н і к у п о л и . Мережа

підземних

сховищ

газу

України

Підземне зберігання газу ( П З Г ) в Україні має два п р и з н а ч е н н я : д л я в н у т р і ш н ь о г о т а з о в н і ш н ь о г о спожи­ вання. М е р е ж а П З Г У к р а ї н и м а є підземні г а з о с х о в и щ а н а б а з і в о д о н о с н и х с т р у к т у р і на б а з і в и р о б л е н и х г а з о в и х і газоконденсатних родовищ. В У к р а ї н і в и з н а ч и л и с я чотири к о м п л е к с и П З Г : Західноукраїнський — у Передкарпатті; Київський — у районі Київської системи газопроводів; Донецький — у Донбасі; Південноукраїнський — у районі південних областей Криму і частково Середнього Подніпров'я. К о ж н и й к о м п л е к с П З Г з а б е з п е ч у є т ь с я с и с т е м о ю га­ зопроводів: З а х і д н о у к р а ї н с ь к и й — « С о ю з » , «Уренгой — П о м а р и — У ж г о р о д » , « І в а ц е в и ч і — Д о л и н а » , « К и ї в — З а х і д Украї­ ни», « Д о л и н а — У ж г о р о д » , « Є л е ц ь — К р е м е н ч у к — Аианьїв — Б о г о р о д ч а н и » ; 305

Таблиця 5.01 Підземні сховища газу країн Західної Європи, США, Канади і Росії Країна

Австрія Бельгія Данія Франція Німеччина Італія Нідерланди Іспанія Великобританія Росія США Канада

Кількість сховищ

4 3 2 14 27 8 1 1 3 20 400 10

Загальна

Ємність

Ємність

ємність,

буферного

активного

млн мЗ

г а з у , млн мЗ

г а з у , млн м

2340 491 660 8867 8488 9500 72 495 3580

— —

— — — — — — — — —

— — — — — — — — —

—

106 (XX) 14 000

80 000

•

3

К и ї в с ь к и й — « К и ї в -- Б р я н с ь к — М о с к в а » , «Тула — Шостка — Київ», «Шебелинка — Полтава — Київ», «Єфремівка — Диканька — Київ», «Союз», «Курськ — Диканька», «Острогозьк — Шебелинка», «Новопсков — Шебелинка»; Д о н е ц ь к и й — Д о н е ц ь к и й ( к і л ь ц е в и й ) г а з о п р о в і д , «Пі­ внічний К а в к а з — Ц е н т р Р о с і ї » ( у м е ж а х У к р а ї н и ) і д а л і «Луганськ — Лисичанськ — Рубіжне»; П і в д е н н о у к р а ї н с ь к и й — « Ш е б е л и н к а — Дніпропет­ р о в с ь к — К р и в и й Ріг — І з м а ї л » , « М а р ' ї в к а — Херсон — Крим». Він призначений для газопостачання Дні­ пропетровської, Запорізької, Кіровоградської, Одеської, Миколаївської, Херсонської областей і Республіки Крим. Характеристика мережі П С Г країн Західної Європи, С Ш А , Канади і Росії подана у т а б л . 5.01. П С Г повинні в і д п о в і д а т и одній і з т р ь о х у м о в : — з а б е з п е ч е н н я б е з п е р е р в н о г о г а з о п о с т а ч а н н я спо­ живачів; — створення аварійних запасів газу; — можливість збільшення відбору газу в найхолодніші д н і . Останнім двом умовам відповідає більшість водонос 306

мпх п л а с т і в , т а к як вони на відміну від в и ч е р п а н и х іпзових і нафтових родовищ широко розповсюджені. Д л я с т в о р е н н я П С Г у в о д о н о с н о м у п л а с т і необхідні гикі геологічні у м о в и : — наявність замкненої антиклінальної структури; — д о с т а т н я пористість і п р о н и к л и в і с т ь п л а с т а ; — н а я в н і с т ь герметичної покришки над пластом. Д л я вирівнювання сезонної нерівномірності споживан­ ня газу використовують: — п і д з е м н е з б е р і г а н н я літніх н а д л и ш к і в г а з у ; — д о д а т к о в у подачу г а з у за д о г о в о р а м и з інших ро­ довищ; — обмеження споживачів; — поєднання в к а з а н и х способів. Д л я в и р і в н ю в а н н я т и ж н е в о ї і д о б о в о ї нерівномірнос­ тей: — п і д з е м н е з б е р і г а н н я літніх н а д л и ш к і в г а з у ; — додаткову подачу газу за договорами; — обмеження споживачів; — підземне зберігання газу в газгольдерах; — в и к о р и с т а н н я к і н ц е в о ї д і л ь н и ц і м а г і с т р а л ь н и х га­ зопроводів д л я акумулювання газу; — поєднання вказаних способів. Г а з г о л ь д е р и , щ о в и к о р и с т о в у ю т ь с я д л я з б е р і г а н н я га­ зу, к л а с и ф і к у ю т ь с я з а т и с к о м : в и с о к о г о (0,07-^-3 М П а ) і н и з ь к о г о (0,004-=-0,005 М П а ) . Г а з г о л ь д е р и н и з ь к о г о т и с к у (тиск с т а л и й , а о б ' є м п е р е м і н н и й ) п о д і л я ю т ь с я на мокрі і сухі. М о к р и й газголь­ д е р с к л а д а є т ь с я з р е з е р в у а р а , т е л е с к о п і ч н и х л а н о к і ков­ п а к а . Р е з е р в у а р з а п о в н ю є т ь с я в о д о ю , а г а з н а д х о д и т ь під к о в п а к , я к и й з н а х о д и т ь с я під в о д о ю . П р и подачі г а з у к о в п а к п о ч и н а є п і д н і м а т и с ь , потім із д о п о м о г о ю спеціаль­ них п р и с т р о ї в з а л у ч а є л а н к и . Д а н і п р и с т р о ї з д і й с н ю ю т ь г е р м е т и з а ц і ю в процесі п і д н я т т я к о в п а к а і л а н о к . М о к р і 3 газгольдери споруджують об'ємом 10 0 0 0 — 3 0 000 м . Мокрі газгольдери мають таке устаткування: гідравлічний з а т в о р , з л и в н и й б а к , к л а п а н н у к о р о б к у , підйомно-клапан­ ний пристрій, г а з о с к и д а л ь н у трубу, ручний н а с о с , ежек­ тор, т р у б о п р о в о д и , з а с у в к и , п о в і т р я н и й к р а н . Сухий г а з г о л ь д е р с к л а д а є т ь с я із ц и л і н д р и ч н о г о стале­ вого к о р п у с у , всередині я к о г о п е р е м і щ а є т ь с я п о р ш е н ь . Г а з п о д а є т ь с я під п о р ш е н ь г а з г о л ь д е р а , я к и й у міру з а к а ч у в а н н я п і д н і м а є т ь с я . Д л я г е р м е т и з а ц і ї між корпу­ сом і п о р ш н е м з а с т о с о в у ю т ь у щ і л ь н ю ю ч і п р и с т р о ї . Т а к і 3 г а з г о л ь д е р и с п о р у д ж у ю т ь о б ' є м о м 10 0 0 0 — 1 0 0 000 м . 307

Ш и р о к е з а с т о с у в а н н я в п р о м и с л о в о с т і о д е р ж а л и газ­ г о л ь д е р и в и с о к о г о т и с к у — ц и л і н д р и ч н і і с ф е р и ч н і . Ци­ л і н д р и ч н і г а з г о л ь д е р и м а ю т ь постійний о б ' є м ( 1 7 5 а б о 3 2 7 0 м ) і п е р е м і н н и й тиск ( 0 , 2 5 — 2 , 0 М П а ) . С ф е р и ч н і (ку­ 3 леві) газгольдери мають об'єм 600—4000 м . Я к а к у м у л ю ю ч у ємність при т р а н с п о р т у в а н н і г а з у ви­ користовують останню дільницю газопроводу. Це виникає з а т а к и х о б с т а в и н : К С м а є постійну п р о д у к т и в н і с т ь , я к а забезпечує споживачів, а в моменти, коли с п о ж и в а н н я г а з у с т а є м е н ш и м , г а з а к у м у л ю є т ь с я в с а м о м у газопрово­ ді, в його о с т а н н і й дільниці. Акумулюючу здатність кінцевої дільниці газопроводу м о ж н а в и з н а ч и т и , в и к о р и с т о в у ю ч и ф о р м у л у , рекомендо­ вану [ 1 ] : ^ а к . ~

Ю ^ • / •

( Р с е р е д н . глах

^ с е р е д и , іпіп),

(5.01)

де а" — в н у т р і ш н і й д і а м е т р г а з о п р о в о д у , м; / — довжина кінцевої дільниці г а з о п р о в о д у , м; ^середи,тах

Р середн.т\п~ СереДНІ

ТИСКИ

в і д н о с я т ь с я в і д п о в і д н о до р е ж и м і в із мінімальними тисками, М П А . Розрахунки

параметрів

у

ГаЗОПрОВОДІ,

ЯКІ

максимальними і

підземного

сховища

газу

Р о з р а х у н к о в і п а р а м е т р и П С Г р о з р а х о в у ю т ь с я з а реко­ м е н д о в а н о ю м е т о д и к о ю згідно [ 2 ] . М а к с и м а л ь н и й об'єм газу, який м о ж н а з а к а ч а т и в 3 сховище (активний), м :

3

де

й — об'єм порового простору, м ; Р„ і Р к — п о ч а т к о в и й і к і н ц е в и й т и с к у с х о в и щ і при закачуванні, М П а ; І п і 2 К — к о е ф і ц і є н т и с т и с л и в о с т і г а з у при Р„ і Рк. 3 Буферний об'єм газу в сховищі, м : Уб=Ю-&-Р„

(5.03) 3

Загальний об'єм газу в сховищі, м : Ух=Уа+Уб Співвідношення об'ємів активного

(5.04) і буферного газу: (5-05)

308

О б ' є м п о р о в о г о простору с х о в и щ а при відборі г а з у : й = ^ ! _ . Забійний тиск Г. А. А д а м о в а [ 2 ] :

..-V

можна

(5.06)

визначити

по

формулі

25 ю рл . е + ''Зту-г'-?* . ( е - ! ) . < ? » ,

(5.07)

де Р т — т и с к г а з у в с х о в и щ і , М П а ; Я, — к о е ф і ц і є н т г і д р а в л і ч н о г о о п о р у ф о н т а н н и х т р у б ; й — в н у т р і ш н і й д і а м е т р т р у б , см; 3 ф — о б ' є м з а к а ч а н о г о газу, тис. м / д о б у на одну свердловину; Т — с е р е д н я т е м п е р а т у р а газу, ° К ; Т3 — т е м п е р а т у р а г а з у в з а б о ї , ° К ; 7"г — т е м п е р а т у р а г а з у на б у ф е р і с в е р д л о в и н и , ° К ; е — основа натурального л о г а р и ф м а . (5.08)

Т = Ь ^ . П о к а з н и к с т у п е н я 5 в и з н а ч а є т ь с я по ф о р м у л і : <-. Л

де А — в і д н о с н а і, Ь — г л и б и н а Т и с к на гирлі закачування по

0,03415

'А-/.

Т7г

(5.09)

'

густина г а з у по повітрю; с в е р д л о в и н и , м. н а г н і т а л ь н о ї с в е р д л о в и н и в кінці періоду [2]:

е м

л/^- " де

_

1 377

'

7 2

-^; ' -

(32

-(е-

2 5

-і),

(5.Ю)

Р3—максимально допустимий тиск у сховищі, Па. П о к а з н и к ступеня 25 визначається по формулі: 2 5 =

( 5 И )

0,06833. Д . Г .

Необхідна кількість компресорів д л я з а к а ч у в а н н я газу В п л а с т у кінці періоду з а к а ч у в а н н я : " „ = ! - . де д к

— продуктивність одного компресора,

(5-12) 3

м /добу. 309

Експлуатація

підземних

сховищ

газу

Д о с к л а д у с т а н ц і й підземних с х о в и щ г а з у ( С П С Г ) входять: — г а з о п р о в і д — відвід до с х о в и щ а ; — компресорна станція; — газозбірний пункт; — у с т а н о в к и підготовки г а з у ; — технологічні свердловини; — внутрішньопромислові трубопроводи і колектори; — а д м і н і с т р а т и в н о - г о с п о д а р с ь к і будівлі і с п о р у д и . Н а С П С Г д о п о ч а т к у е к с п л у а т а ц і ї м а ю т ь бути під­ готовлені: — к о м п р е с о р н и й цех на робочий тиск з а к а ч у в а н н я газу; — у с т а н о в к и по о ч и щ е н н ю г а з у від м е х а н і ч н и х домі­ ш о к н а вході К С ; — у с т а н о в к и по о ч и щ е н н ю г а з у від м а с л а ; — трубопроводи, колектори, сепараційні установки з регулюючою і запірною арматурою; — установки осушення газу, регенерації метанолу; — допоміжні споруди й устаткування. Т е х н о л о г і ч н о ю с х е м о ю С П С Г в и з н а ч а ю т ь с я о б ' є м , три­ валість з а к а ч у в а н н я і відбору газу, періодичність циклів т а інші п о к а з н и к и . Н е д о п у с к а ю т ь с я відток г а з у з а м е ж і п р о е к т н о г о к о н т у р а і п е р е т о к г а з у в інші г о р и з о н т и . М а є бути з а б е з п е ч е н и й постійний к о н т р о л ь за вмістом у г а з і « з а к а ч у в а н н я » і « в і д б о р у » води, к о н д е н с а т у та інших компонентів. Е к с п л у а т а ц і я с в е р д л о в и н П С Г д о п у с к а є т ь с я тільки п о л і ф т о в и х т р у б а х ; е к с п л у а т а ц і я с в е р д л о в и н п о експлуата­ ційній к о л о н і не д о п у с к а є т ь с я . З г і д н о [3] в і д п о в і д н о д о технічних у м о в е к с п л у а т а ц і ї П С Г має бути встановлений оптимальний режим, який з а б е з п е ч у є з а п л а н о в а н і о б ' є м и з а к а ч у в а н н я і відбору г а з у з урахуванням таких факторів: — з а п о б і г а н н я виносу піску; — з а п о б і г а н н я о б в о д н е н н я с в е р д л о в и н и в процесі від­ бору газу; — н е д о п у с т и м о с т і г і д р а т о у т в о р е н н я й у т в о р е н н я піща­ них п р о б о к у стволі с в е р д л о в и н и ; — необхідності підтримування заданого гирлового тиску; — працездатності фільтра. Р е ж и м роботи свердловини регулюється штуцером, у с т а н о в л е н и м н а г а з о з б і р н о м у пункті а б о гирлі. 310

Нормальна експлуатація П С Г з в ' я з а н а з регулярними д о с л і д ж е н н я м и с в е р д л о в и н , які п о д і л я ю т ь с я н а поточні, контрольні і спеціальні. Поточні — з м е т о ю в с т а н о в л е н н я т е х н о л о г і ч н о г о ре­ жиму роботи і перевірки продуктивної характеристики пюрдловини. Контрольні — для вибіркової перевірки стану окремих свердловин. С п е ц і а л ь н і — з м е т о ю з ' я с у в а н н я причин, які вплива­ ють на п р о д у к т и в н у х а р а к т е р и с т и к у й у м о в и е к с п л у а т а ц і ї с в е р д л о в и н і с х о в и щ а в цілому. І з м о м е н т у пуску П С Г у п р о м и с л о в у е к с п л у а т а ц і ю м а ю т ь б у т и о р г а н і з о в а н и м и з а м і р і о б л і к кількості г а з у , який використовується д л я створення сховища і закачано­ го та в і д і б р а н о г о г а з у п р и е к с п л у а т а ц і ї , в и т р а т на техно­ логічні о п е р а ц і ї , а т а к о ж о б л і к усіх видів в т р а т г а з у . Контроль за експлуатацією ПСГ, що визначається технологічною схемою, здійснюється в дві стадії: — при дослідно-промисловій експлуатації; — п р и циклічній е к с п л у а т а ц і ї . У п е р і о д д о с л і д н о - п р о м и с л о в о ї е к с п л у а т а ц і ї контролю­ ю т ь с я г е р м е т и ч н і с т ь с х о в и щ а , с т а н с в е р д л о в и н и , уточню­ ються темп з а п о в н е н н я , ф о р м у в а н н я контуру п о к л а д у , зміни тиску. У період циклічної експлуатації продовжується н а г л я д За станом свердловини, змінами границі газонасиченої зони, герметичністю сховища. П р о в о д и т ь с я газова з й о м к а площі сховища. П р и к л а д 5.1 Визначити а к у м у л ю ю ч у з д а т н і с т ь к і н ц е в о ї дільни­ ці г а з о п р о в о д у д о в ж и н о ю / = 1 0 0 км, д і а м е т р о м /) = = 1220 мм з т о в щ и н о ю стінки 6 = 1 4 мм при середніх тисках у газопроводі РСЄредн.ша.г=6 М П а , Р С е р е д н . т і п = 2 М П а . ЗЛ4 1 192 5 6 3 ут = ю ' ' ' • 10 • ( 6 - 2 ) = 4,46 • 10 м .

Приклад

5.2

В и з н а ч и т и а к т и в н и й і б у ф е р н и й о б ' є м и с х о в и щ а , за­ г а л ь н и й о б ' є м і с п і в в і д н о ш е н н я о б ' є м і в при т а к и х д а н и х : 6 3 о б ' є м п о р о в о г о п р о с т о р у й = 2 2 • 10 м ; п о ч а т к о в и й т и с к у с х о в и щ і п р и з а к а ч ц і Р п = 2,5 М П а ; к і н ц е в и й т и с к Рк — 7 М П а ; 311

к о е ф і ц і є н т и с т и с л и в о с т і 2„ і 2 К д л я с п р о щ е н н я розра­ хунку п р и й м а є м о р і в н и м и о д и н и ц і . Тоді по ф о р м у л а х 5.2; 5.3; 5.4 о д е р ж и м о : 6

9

1

і / а = 22 • 10 • ( 7 - 2 , 5 ) - 1 0 = 0,99 • 10 м ; Уб=\0 • 22 • 10

6

• 2,5 = 0,55 • 10

9

9

9

3

м ; 9

3

У х = 0,99 • 10 + 0,55 • Ю = 1,54 • 10 м .

Приклад 5.3 Визначити максимальний забійний і гирловий тиск у кінці періоду з а к а ч к и г а з у при т а к и х вихідних д а н и х : п о ч а т к о в и й т и с к у с х о в и щ і А, = 2,5 М П а ; 6 3 о б ' є м п о р о в о г о п р о с т о р у £2 = 22 • 1 0 м ; п о т у ж н і с т ь п л а с т а п= 12 м; к і л ь к і с т ь н а г н і т а л ь н и х с в е р д л о в и н п= 10; 3 об'єм з а к а ч у в а н н я газу ( 2 = 900 тис. м /добу; максимально допустимий тиск у сховищі Ртах = = 8 МПа; г л и б и н а с в е р д л о в и н и / = 780 м ; внутрішній діаметр експлуатаційної колони й= 13,2 с м ; к о е ф і ц і є н т г і д р а в л і ч н о г о о п о р у т р у б Я = 0,02; в і д н о с н а густина г а з у по п о в і т р ю А = 0,6; температура газу в приймальному колекторі Г = 280°К; коефіцієнт стисливості газу (приймаємо) 2 = 1 ; температура газу у забої Т3 = 2 9 3 °К; 3 продуктивність компресора дк = 5 7 6 тис. м /добу. З а б і й н и й т и с к р о з р а х о в у є м о по ф о р м у л і 5.7, попе­ р е д н ь о в и з н а ч и в ш и з н а ч е н н я Т, 5, Р г по ф о р м у л а х 5.8; 5.9: .

280+293

7=

5 =

= 28

= 287 °К;

0,03415 • 0,6 • 7 8 0 1 • 287

= 0,055;

2 6 5 0 - 9,8 - 109 = 2 8 3 0 7 3 0 Па = 2,8 М П А ;

2 • 0і ,. 0 5 5

• е

2 • 0,055

312

,

1,377 - 0 , 0 2 • І3,2

2

1 - 287

5

_ 1 ) . 9 0 = 8,6 М П а .

2

X

Т и с к н а гирлі н а г н і т а л ь н о ї с в е р д л о в и н и р о з р а х о в у є м о по ф о р м у л і 5.10, п о п е р е д н ь о в и з н а ч и в ш и п о к а з н и к с т у п е н я і\Ч по ф о р м у л і 5 . 1 1 : ос _

0 . 0 6 8 3 3 • 0,6

^~ ру

-л/а.б'.

V

Є -

•

780

Г7287 0

- " -

_п

"'

,,

П

1.377 . 1 . 2 8 7 . 9 0 ^ 13,2

5

.

( е - 0 . . . . , ) ^

= 8,15 М П а . К і л ь к і с т ь к о м п р е с о р і в у кінці в и з н а ч а є м о по ф о р м у л і 5.12:

періоду

закачування

„ = 9 0 0 =1,56. 676

П р и й м а є м о 2 компресори.

5.2. ГАЗОНАПОВНЮВАЛЬНІ СТАНЦІЇ (ГНС) ЗРІДЖЕНИХ НАФТОВИХ ГАЗІВ

ГНС є підприємствами, призначеними д л я прийому, з б е р і г а н н я і відпуску с п о ж и в а ч а м з р і д ж е н и х н а ф т о в и х г а з і в ( З Н Г ) , я к і п о с т у п а ю т ь з а л і з н и ч н и м , в о д н и м транс­ портом а б о т р у б о п р о в о д о м і з п і д п р и є м с т в , щ о д о б у в а ю т ь газ, або зі сховищ газу. Як правило, ГНС розташовуються поза межею території п о с е л е н н я міст, с е л и щ та інших н а с е л е н и х пунк­ тів. Т е р и т о р і я Г Н С п і д р о з д і л я є т ь с я на в и р о б н и ч у і до­ поміжну. У в и р о б н и ч і й зоні р о з т а ш о в а н і : — з а л і з н и ч н а к о л і я з е с т а к а д о ю і з л и в н и м и пристроя­ ми д л я з л и в а н н я З Н Г із з а л і з н и ч н и х ц и с т е р н у резер­ вуари; — резервуарний парк; — технологічні в і д д і л е н н я — н а с о с н о - к о м п р е с о р н і , н а повнювальні, зливу невипаруваних залишків із балона, навантажувально-розвантажувальний майданчик; — внутрішньомайданчикові трубопроводи; — колонки д л я наповнювання і зливу автоцистерн; — автовага; — випарювальні установки. У д о п о м і ж н і й зоні р о з т а ш о в а н і : — споруди (адміністративно-господарські, лаборато­ рії, к о т е л ь н і , механічних м а й с т е р е н ь ) ; 313

— трансформаторна підстанція; — м а й д а н ч и к д л я відкритої стоянки а в т о м а ш и н ; — резервуари д л я запасу води; — водонапірна башня. Резервуари, призначені для прийому і зберігання З Н Г , виготовляються відповідно д о вимог Б Н І П 2 . 0 4 . 0 8 — 8 7 ; в т а б л и ц і 5.02 н а в е д е н о технічні х а р а к т е р и с т и к и цилінд­ ричних горизонтальних резервуарів, які застосовуються в ГНС. У т а б л и ц і 5.03 н а в е д е н о х а р а к т е р и с т и к и с ф е р и ч н и х резервуарів для зберігання З Н Г . О б в ' я з к а резервуарів має забезпечувати можливість роздільного прийому і зберігання в резервуарному парку газу з різним складом. Є м н і с т ь р е з е р в у а р н о г о п а р к у слід в и з н а ч а т и з а л е ж н о від д о б о в о ї п р о д у к т и в н о с т і Г Н С , с т у п е н я з а п о в н е н н я р е з е р в у а р і в і кількості з а р е з е р в о в а н о г о д л я зберігання з р і д ж е н о г о г а з у , я к а в и з н а ч а є т ь с я з а л е ж н о від розрахун­ кового часу роботи Б З Г без н а д х о д ж е н н я газу (/). ' = - 7 + ' і + ' г .

(5.13)

д е І — р о з р а х у н к о в и й ч а с р о б о т и Б З Г без н а д х о д ж е н н я газу, діб; Ь — в і д с т а н ь від з а в о д у - п о с т а ч а л ь н и к а з р і д ж е н и х га­ зів д о Г Н С , км; V — нормативна добова швидкість доставки в а н т а ж у повагонного відправлення, км/добу ( 1 / = 3 3 0 км/добу); і\ — ч а с , з а т р а ч е н и й на о п е р а ц і ї , з в ' я з а н і з відправ­ ленням і прибуттям вантажу ( І - = 1 д о б у ) ; і2— ч а с , на я к и й слід з а в б а ч а т и е к с п л у а т а ц і й н и й за­ пас З Н Г ( ^ = 3—5 діб). Я к п р а в и л о , у с т а н о в к а р е з е р в у а р і в н а Г Н С — надзем­ на з н а х и л о м 0 , 0 0 2 — 0 , 0 0 3 в с т о р о н у з л и в н о г о патруб­ к а . Н а д з е м н і р е з е р в у а р и р о з т а ш о в у ю т ь в групи з г і д н о Б Н І П 2.04.08—87. В і д с т а н ь м і ж н а д з е м н и м и р е з е р в у а р а м и в групі м а є бути рівною діаметру більшого суміжного резервуара, але не менше 2 метрів. Відстань між р я д а м и надземних резервуарів, розміщених у два і більше рядів, приймається рівною довжині найбільшого резервуара, але не менше 1 0 м е т р і в . Д л я к о ж н о ї групи р е з е р в у а р і в п о п е р и м е т р у п о в и н н о з а в б а ч а т и с я з а м к н е н е о б в а л у в а н н я а б о огор о д ж у в а л ь н а стінка з вогнетривкого матеріалу, висотою не м е н ш е 1 м, р о з р а х о в а н і на 85 % є м н о с т і групи резер­ в у а р і в . В і д с т а н ь від р е з е р в у а р а д о п і д о ш в и о б в а л у в а н н я 314

Характеристика горизонтальних циліндричних резервуарів для зберігання пропану і бутану Бутан

Пропан Показники ПС-25

ПС-50

ПС-100

ПС-160

ПС-200

БС-50

БС-100

БС-160

БС-200

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Місткість, м номінальна дійсна корисна

25 25,2 20,8

50 49,4 41,5

100 99,9 82,6

160 162,4 133,0

200 202,3 166,0

50 49,3 41,5

100 99,8 82,6

160 162,2 133,0

200 202,4 166,0

1

3

Внутрішній діаметр, мм

2000

2400

3000

3400

3400

2400

3000

3400

3400

Загальна довжина, мм

8332

11 356

14 684

18512

22 912

11 324

14 652

18 480

22 880

Найбільша висота наливу, мм

1550

1860

2320

2640

2640

1860

2320

2640

2640

1,8

1,8

1,8

1,8

1,8

0,7

0,7

0,7

0,7

20/24

20/26

30/32

34/36

34/36

10/12

12/16

12/20

12/20

80 100

80 100

100 150

150 200

150 200

80 150

100 150

150 200

150 200

10 700 7550

18 500 13 654

34 000 22 624

56 550 42 015

69 350 51 415

9750 7980

16 950 15 135

28 050 22 345

34 150 26 700

514,4 418,2

433,3 373,4

411,6 309,9

425,9 328,1

417,7 321,3

235 230

205,2 182,2

210,9 189,8

205,7 184,5

Найбільший робочий тиск при температурі не більше 50 °С, МПа Товщина стінки корпусу СТ 3/16 Гс, мм Умовний діаметр штуцера, мм для прийому продуктів для відпуску продуктів Загальна маса резервуара. кг, із сталі СТ-3 (сталі 16) 3

3

Витрата сталі, кг/м на 1 м корисної ємності СТ-3 (сталь 16)

Таблиця

5.03

Характеристика сферичних резервуарів для зберігання зріджених газів Умовний о б ' є м

«з

Показники 300

600

600

600

600

900

2000

2000

4000

4000

7000

381

606

606

606

606

905

2145

2145

4189

4189

7232

Корисна місткість, м

343

545,4

515,1

606

515,1

796,2

1930,5

1823,2

3770,6

3560,3

Розрахунковий тиск, МПа

0,6

0,25

0,6

1,0

1,8

1,8

0,25

0,6

0,25

0,6

0,6

Внутрішній діаметр, м

9

10,5

10,5

10,5

10,5

12

16

16

20

20

24

Загальна маса сталевих конструкцій, Т

25

34

45

62

96

140

104

143

183

285

Товщина оболонки, мм

12

14

14

22

34

38

16

22

18

28

32

Бутанбутилен

Бу­ тан

Бутанбутилен

Інерт­ ний газ

Про­ пан

Про­ пан

Бутан

Бутанбутилен

ізоПентан

Бутанбутилен

Бутан

Геометричний об'єм, м

Назва продукту

3

м а є бути р і в н о ю половині д і а м е т р а н а й б л и ж ч о г о резерву­ а р а , а л е н е м е н ш е одного м е т р а . Кількість резервуарів для зберігання З Н Г на Б З Г визначається по формулі:

3

де

V — з а п а с з р і д ж е н о г о г а з у на Б З Г , м ; 3 V г — г е о м е т р и ч н а місткість о д н о г о р е з е р в у а р а , м ; К — норма заповнення резервуарів (для пропану Л > 0 , 8 5 ; д л я б у т а н у /Є = 0 , 9 ) , /С = 0 , 5 — 0 , 7 5 . Р е з е р в у а р и в и б и р а є м о з а в д я к и п о р і в н я н н ю технікоекономічних показників трьох варіантів. Одним з основних показників м о ж н а прийняти масу металу р е з е р в у а р а (табл. 5.02). П р и виборі резервуарів м о ж н а використовувати такі критерії:

Місткість р е з е р в у а р і в ,

25; 50; 100;

О б ' є м зберігання Г Н С , м З

вище 5 0 Д О 200

50; 100; 160;

вище 200 до 500

100; 160; 200

вище 500 до 2000

Те саме

вище 2000 до 8000

П е р е м і щ е н н я рідкої і парової ф а з и З Н Г здійснюється насосами та компресорами, спеціально призначеними або п р и д а т н и м и д л я цієї мети. Н а с о с и і к о м п р е с о р и р о з т а ш о в у ю т ь у з а к р и т и х опалю­ в а н и х п р и м і щ е н н я х . У в и п а д к у , к о л и к л і м а т и ч н і умови дають змогу забезпечити нормальну роботу встановленого устаткування і обслуговуючого персоналу, допускається р о з т а ш у в а н н я н а с о с і в і к о м п р е с о р і в на в і д к р и т и х майдан­ ч и к а х під н а в і с о м і з в о г н е т р и в к и х м а т е р і а л і в , н а с о с и і к о м п р е с о р и в с т а н о в л ю ю т ь с я на ф у н д а м е н т а х . П р и уста­ новці в о д и н р я д насосів і к о м п р е с о р і в з а в б а ч а ю т ь с я : — ш и р и н а о с н о в н о г о п р о х о д у по ф р о н т у обслугову­ в а н н я — не м е н ш е 1,5 м; — в і д с т а н ь м і ж н а с о с а м и — не м е н ш е 0,8 м; — в і д с т а н ь м і ж к о м п р е с о р а м и — не м е н ш е 1,5 м; — в і д с т а н ь від н а с о с і в і к о м п р е с о р і в до стін примі­ щ е н н я — не м е н ш е 1 м. На н а г н і т а л ь н и х п а т р у б к а х н а с о с і в і к о м п р е с о р і в уста­ н о в л ю ю т ь с я зворотні к л а п а н и . П е р е д н а с о с а м и установ­ люють фільтри з продувними свічками, за насосами на 317

н а п і р н и х т р у б о п р о в о д а х — п р о д у в н і с в і ч к и . На всмокту­ вальних лініях компресорів з а в б а ч а ю т ь конденсатозбірники з д р е н а ж н и м и пристроями. На Б З Г ( Г Н С ) широке з а с т о с у в а н н я о д е р ж а л и н а с о с и т и п у С-5, Х Г В і компресо­ ри т и п у АВ і АУ. Х а р а к т е р и с т и к и н а с о с і в і к о м п р е с о р і в н а в е д е н і в т а б л и ц я х 5.04 і 5.06. Таблиця 5.04 Технічна характеристика насосів, які застосовуються для перекачування ЗНГ Потуж­ Марка

Подача, 3

м /год

1

2

5

С-5/200 С-5/140М

•

5

Напір, м

Частота

Кількість

н і с т ь елек­

обер­

ступенів

тродви­

тання,

г у н а , кВт

об./хв 6

3

4

5

180

8

8

1450

140

8

8

1450

5

143

1

8

2950

2ХГВ-6Х2А-4.5-4

16—24

40—50

2

4,5

2770

ЗХГВ-6А-7-4

25—40

1

7

2850

ЗХГВ-7Х2А-20-4

15-30

90—100

2

20

2900

4ХГВ-7Х2А-28-4

90

143

2

28

2900

4ХГВ-6А-40-4

60—10

70—80

1

40

2910

ЗХГВ-7Х2А-10-4

12-30

2

10

2400

С-5/140

40

90

П р и м і т к а . Марка насосів розшифровується так: С — насос для зріджених газів; 3 5 — подача — м /год; 140 — напір, м, (С-5/140). Марка насоса типу ХГВ розшифровується так: перша цифра — діаметр всмоктуючого патрубка в дюймах; X — хімічний; Г — герметичний; В — вертикальний; наступна цифра вказує питому швидкохідність, зменшену в 10 раз; наступна цифра вказує кількість коліс (2 — двоколісний); буква А — вуглецева сталь; наступні цифри вказують на потужність насоса; остання цифра вказує на конструктивні особливості насоса для ЗНГ. О д н і є ю з о с н о в н и х о п е р а ц і й на Б З Г є н а п о в н е н н я б а л о н і в З Н Г . Б а л о н и м а ю т ь бути н а л а г о д ж е н и м и і н е м а т и н е в и п а р е н и х з а л и ш к і в . Б а л о н и з н е в и п а р е н и м и за­ л и ш к а м и н а п р а в л я ю т ь с я в з л и в н е відділення д л я зливан­ ня, я к е звичайно розташовується поряд із наповнювальним відділенням. З л и в н е відділення повинно з а б е з п е ч и т и з л и в а н н я 10—15 % балонів, що наповнюються за добу. Контроль наповнення балонів виконується 318

по вазі.

Таблиця 5.05 Технічна характеристика карусельних газонаповнювальних апаратів Параметри

Одиниці виміру

КГА-МГП-2

КГА-МГП-5

1

2

3

4

бал./год

350

350

20

20

Продуктивність при місткості балонів: 50 л Кількість вагових при­ строїв на платформі, що обертається

шт.

зубчатий центральний

фрикційний боковий

кВт

1,7

1,7

МПа м

1,6 6

1,6

кг

6300

5400

—

—

—

—

Тип приводу Потужність електродви­ гуна приводу агрегату Робочий тиск газу Діаметр корпусу Маса агрегату Тип завантажувального пристрою Тип розвантажувального пристрою Частота обертання каруселі Потужність електродви• гуна приводного роль­ гангу Спосіб приєднання до запірного пристрою

Довжина конвейєра для подачі і прибирання балонів Ширина конвеїіїїра Потужність електродви­ гуна привода конвейєра Швидкість руху кон­ вейєра Кількість операторів, які обслуговують карусель при заповненні балонів: — з кутовим вентилем — з клапаном КБ-1 (КБ-2)

об./хв

0,096; 0,16; 0,0125; 0,24; 0,29; 0,344

кВт

1,0

м

6

0,096; 0,16; 0,125; 0,24; 0,29; 0,344 1,0

струбцина напів­ струбцина напів­ автоматична автоматична для кутових вентилів 70 70

м

0,4

0,4

кВт

4,5

4,5

м/хв.

1; 16; 2; 3

1; 1,5; 2; 3

2

2

—

— 319

Тиблшя 5.06 Технічна характеристика компресорів Параметри

Одиниця виміру

1

2

Номінальна холодопродук­ тивність Діаметр циліндра Хід поршня Кількість циліндрів Номінальна частота обер­ тання Потужність на валу ком­ пресора (не більше) Годинний об'єм Маса компресора Допустимий тиск: — всмоктування — нагнітання

7 и п компресора АВ-75

АВ-100

АУ-200

.1

4

5

116,3

232,6

150 130 2 980

150 130 4 980

16,5

33

65

м /год кг

143 1050

264 800

528 1290

МПа МПа

1 1,6

1 1,6

1 1,6

кВт мм мм шт. об./хв кВт 3

60,5 150 140 2 970

А в т о м а т и ч н е н а п о в н е н н я б а л о н і в з д і й с н ю є т ь с я на ка­ р у с е л ь н о м у г а з о н а п о в н ю в а л ь н о м у а п а р а т і , я к и й є плат­ ф о р м о ю , що о б е р т а є т ь с я ; на ній у с т а н о в л е н і в а г о в і авто­ м а т и ч н і п р и с т р о ї . О с н о в н и й е л е м е н т к а р у с е л ь н о г о агрега­ ту — а в т о м а т и ч н а в а г о в а у с т а н о в к а , к і л ь к і с т ь т а к и х уста­ н о в о к м о ж н а з м і н ю в а т и з а л е ж н о від п р о д у к т и в н о с т і . В т а б л и ц і 5.05 н а в е д е н о т е х н і ч н у х а р а к т е р и с т и к у апа­ ратів. П р и н а п о в н е н н і б а л о н а вісь с т р і л к и в а г і в п о в е р т а є т ь с я на кут, п р о п о р ц і й н и й м а с і г а з у , я к и й н а д х о д и т ь у б а л о н . П р и д о с я г н е н н і м а с и з а д а н о ї в е л и ч и н и с п р а ц ь о в у є чутли­ вий е л е м е н т , п е р е д а ю ч и імпульс в і д с і к а ч у п р и п и н е н н я подачі газу.

5.2.1. РОЗРАХУНКИ ПРОЦЕСУ ЗБЕРІГАННЯ І ВІДПУСКУ ГАЗУ Добова формулі:

пропускна

здатність

ГНС

жг^г. 320

визначається

по

(5Л5)

де

— р і ч н а продуктивність Г Н С , тис. т/рік; 3 рж — густина рідкої ф а з и , кг/м при т е м п е р а т у р і г а з у Тг. П р и в и к о р и с т а н н і з а в б а ч е н о ї п о Д С Т У 2 0 4 4 8 — 9 0 «Га­ зи вуглеводневі зріджені, паливні д л я комунально-побуто­ вого с п о ж и в а н н я » м а р к и г а з у с л і д п і д с т а в л я т и в ф о р м у л у з н а ч е н н я густини с у м і ш і : „

_

( Р і • У1 + Р2 • ^

(5.16)

3

де р і , ра — густина к о м п о н е н т і в с у м і ш і , к г / м ; І/,, У2— вміст к о м п о н е н т і в , о б . % . 3 Н е о б х і д н а місткість Г Н С , м , в и з н а ч а є т ь с я по фор­ мулі: У = < 7 д » в у + ' • <7добу-

(5.17)

М е т а л о з а т р а т и з а о б р а н и м и т р ь о м а т и п а м и резервуа­ рів в и з н а ч а ю т ь с я п о ф о р м у л і : (5.18)

С = § чг,

де £ — в а г а р е з е р в у а р а , т. З а м і н і м а л ь н и м и м е т а л о з а т р а т а м и в и к о н у ю т ь вибір р е з е р в у а р а . К і л ь к і с т ь постів д л я н а п о в н е н н я б а л о н і в ви­ з н а ч а є т ь с я по в а г о в і й к і л ь к о с т і г а з у з р і ч н о ї продуктив­ ності Г Н С , що в і д п у с к а є т ь с я в б а л о н и . 1

Т

тн = ^• °;- ", 253 •

Т •

(5.19)

Яб

д е тн — т р и в а л і с т ь н а п о в н е н н я б а л о н і в , хв тн = 4 — 5 х в ; Т — т р и в а л і с т ь р о б о т и Г Н С , х в . П р и о д н о з м і н н і й робо­ ті 7" = 4 8 0 х в , при д в о з м і н н і й р о б о т і 7 = 9 6 0 х в ; §б — м а с а г а з у в б а л о н і , кг. Д л я б а л о н а о б ' є м о м 50 л £ б = 21 кг. К і л ь к і с т ь постів д л я з л и в а н н я з а л и ш к і в і з б а л о н і в : т3,=

^

-

,

(5.20)

' зл.

де а — к і л ь к і с т ь б а л о н і в д л я з л и в а н н я п р о т я г о м д о б и ; т3л — т р и в а л і с т ь з л и в а н н я о д н о г о б а л о н а , хв тзл = = 10—15 хв; Тзл — ч а с роботи з л и в н о ї у с т а н о в к и , х в 7\л = 4 8 0 хв.

І І 7 — 1120

321

5.2.2.

ГІДРАВЛІЧНІ

РОЗРАХУНКИ

ТРУБОПРОВОДІВ

1. Гідравлічний розрахунок т р у б о п р о в о д у рідкої ф а з и Р о з р а х у н о к в и к о н у ю т ь з г і д н о з Б Н І П 2.04.08-87 «Га­ зопостачання». П а д і н н я тиску в т р у б о п р о в о д а х рідкої ф а з и З Н Г , П а , визначається по формулі: // = 5 0 .

* -

<

- у

, 8

а

- Р

(5.22)

,

де

X— к о е ф і ц і є н т г і д р а в л і ч н о г о о п о р у ; / — д о в ж и н а г а з о п р о в о д у , м; — с е р е д н я ш в и д к і с т ь руху з р і д ж е н и х г а з і в , м / с ; ( д л я в с м о к т у ю ч и х т р у б о п р о в о д і в не б і л ь ш е 1,2 м / с , д л я н а п і р н и х — не б і л ь ш е 3 м / с ) ; 3 р — г у с т и н а рідкої ф а з и , к г / м ; сі—внутрішній діаметр газопроводу, см. К о е ф і ц і є н т г і д р а в л і ч н о г о о п о р у з г і д н о Б Н І П 2.04.08-87 визначається по формулі:

*=»•"• (-І-+-&Г-

^

де п — е к в і в а л е н т н а а б с о л ю т н а ш о р с т к і с т ь в н у т р і ш н ь о ї стінки т р у б и , см ( д л я с т а л е в и х т р у б п = 0 , 0 1 ; д л я поліети­ ленових п = 0,005); Ре — ч и с л о Р е й н о л ь д с а . Ке = 0,0354 •

(5.24) 2

де V — к і н е м а т и ч н а в ' я з к і с т ь г а з у , м /с, при 2 7 3 °К і 0,1013 М П а ; 3 <3 — р о з х і д газу, м /год, при Г = 2 7 3 °К і Р= = 0,1013 М П а ; П о з н а ч к а й та с а м а , що й у ф о р м у л і 5.22. 2. Гідравлічний тиску ( д о 5 к П а )

розрахунок

газопроводів

низького

П а д і н н я тиску в г а з о п р о в о д а х н и з ь к о г о т и с к у визнача­ ю т ь з а л е ж н о від р е ж и м у руху г а з у п о г а з о п р о в о д у , я к и й в и з н а ч а є т ь с я п о ф о р м у л і 5.24. З а л е ж н о від К е п а д і н н я тиску, П а , в и з н а ч а є т ь с я : д л я л а м і н а р н о г о р е ж и м у г а з у при 6

/ / = 1 , 1 3 2 • 10 • д л я критичного р е ж и м у при 322

Ке<2000:

• V • р • /; Ре = 2000—4000:

(5.25)

У

-

і,

д л я т у р б у л е н т н о г о р е ж и м у г а з у при К е > 4 0 0 0 ; // = 6 9 • ( і - + 1922 •

Х ^ Т

2 5

.

« 1 .

р . /.

(5.27)

3. Гідравлічний розрахунок газопроводів середнього ( 5 — 3 0 0 к П а ) і високого ( 0 , 3 — 0 , 6 М П а ; 0 , 6 — 1 , 6 М П а ) тисків. Р о з р а х у н о к у д і а п а з о н і т у р б у л е н т н о г о р е ж и м у руху газу виконують по формулі: Р \ = Р\- [ і , 4 •

10-

5

.(-5_+і922^І)

Х - | - р ] - / ,

(5.28)

де Рі і Рі — абсолютні тиски г а з у на п о ч а т к у і в кінці газопроводу, М П а ; / — р о з р а х у н к о в а д о в ж и н а г а з о п р о в о д у постійного ді­ а м е т р а , м; /=/,+ ] » > ,

(5.29)

де /і — д і й с н а довжина газопроводу, м; 2£ — с у м а коефіцієнтів місцевих опорів дільниці газо­ п р о в о д у д о в ж и н о ю /; /е — е к в і в а л е н т н а довжина прямолінійної дільниці г а з о п р о в о д у , м. Д л я в с ь о г о д і а п а з о н у т у р б у л е н т н о г о руху: ,

5.2.3.

а

ПІДБІР

ЗАПОБІЖНОГО

(5.30)

КЛАПАНА

ДЛЯ РЕЗЕРВУАРА ПАРКУ ЗБЕРІГАННЯ

П р о п у с к н а з д а т н і с т ь к л а п а н а , к г / г о д , згідно значається по формулі: Ф = 1 0 0 0 . 0

де і — п о в н а д о в ж и н а р е з е р в у а р а , м; О — д і а м е т р р е з е р в у а р а , м. Робочий переріз к л а п а н а визначається

[5]

ви­

(5-31)

по формулі: (5.32)

2200 • Р • -л / ^гп*

323

де Р — тиск п а р і в г а з у в р е з е р в у а р і , М П а , (Р= 1 , 1 5 - Ррог,); М — м о л е к у л я р н а м а с а п а р і в газу, к г / м о л ь ; Т — т е м п е р а т у р а п а р і в , °К. Діаметр клапана визначається по формулі: « = У^.

(5-33)

5.2.4. РОЗРАХУНКИ ПРОЦЕСУ ЗЛИВУ ГАЗУ [ 6 |

1. В и з н а ч е н н я кількості цистерн, які п і д л я г а ю т ь з л и в у добу:

за

я

« ° 253°:

5 34

•

< -

>

О г — річна п р о д у к т и в н і с т ь Б З Г , кг; Кж — к о е ф і ц і є н т нерівномірності н а д х о д ж е н н я ванта­ ж у ( п р и й м а є т ь с я рівним 2 — 3 при в и к о р и с т а н н і компре­ сорів і 1 , 2 — 1 , 5 — при в и к о р и с т а н н і т е п л о о б м і н н и к і в ) ; 3 К ж — к о р и с н и й об'єм залізничної цистерни, м ; 3 ж р — густина р і д к о ї ф а з и , к г / м . 2. Ч а с з л и в у газу з однієї цистерни ( м а є бути м е н ш е двох г о д и н ) : де

V* • т

х -•

(5.35) '/добу

"

^\

де Г — ч а с роботи Б З Г , год; 3 Яюй\ — в и т р а т а газу, м /добу; Кз — к о е ф і ц і є н т нерівномірності

заповнення

(Кз —

=

1,5).

за

3 . Н е о б х і д н а кількість р е з е р в у а р і в д л я з л и в а н н я г а з у 1 добу: лр=

де N — кількість N = 253);

робочих

-

-

днів

,

(5.36)

на

рік

(приймаємо

3

Кк — к о р и с н и й о б ' є м р е з е р в у а р а , м . 4. Розхід парів на операцію зливу 4 . 1 . Розхід на наддування:

газу.

С „ = К „ а р . • (рк-рн),

Д

е

324

^ п а р . — об'єм п а р о в о г о п р о с т о р у р е з е р в у а р а , м

(5-37)

3

' пар.

'

г

геом.

кор.»

рк і Рн — густина п а р і в з р і д ж е н о г о г а з у в кінці з л и в у 3 і на п о ч а т к у н а г н і т а н н я , кг/м . 4.2. Р о з х і д п а р і в н а з а п о в н е н н я о б ' є м у р е з е р в у а р а , раніше з а й н я т о г о рідиною: 0 3 = Л У ж • рк,

(5.38)

3

де АУЖ — о б ' є м з л и т о ї рідини, м (АК ж = К кор ). 4.3. К і л ь к і с т ь п а р і в , які к о н д е н с у ю т ь с я на поверхні рідини: Ок.ж. = /С • /'< • АР • -ут, де

К — коефіцієнт,

який

залежить

від

вуглеводневого

с к л а д у г а з у . П р и й м а є т ь с я /( = 3 0 0 - ^ 5 0 0

[6].

АР — п е р е п а д п р у ж н о с т і п а р і в р і д и н и шаром і її основною масою, М П а . АР = Р 1

(5.39)

між

верхнім

— Р г

пр.г

пр.т II.п.

«•»•

(к. п . — к і н ц е в а п а р а , п . п . — п о ч а т к о в а п а р а ) ; т — ч а с з л и в а н н я , год, ( м а є бути м е н ш е д в о х годин 2 з г і д н о [ 6 ] ) ; Р 3 — п л о щ а д з е р к а л а рідини, м . Р3 = Ой- і, (5.40) де й а — д і а м е т р ц и с т е р н и , м; / , — д о в ж и н а цистерни, м . 4.4. К і л ь к і с т ь п а р і в , які к о н д е н с у ю т ь с я на м е т а л е в і й поверхні р е з е р в у а р а : П

-

г

° '

І

Т

" ? ~

Т

^ '

р

" '

т

/. т+ С„.(Т„ р -7- нас .)

'

Г 5 4 П

(5Д1)

2

де а 2 — к о е ф і ц і є н т теплопередачі, В т / ( м « К ) ;

Тар., Т„ас.— т е м п е р а т у р а п е р е г р і т о г о г а з у і н а с и ч е н н я , °К [5]; Т с — т е м п е р а т у р а стінки, °К; 2 Р„ — п л о щ а т е п л о п е р е д а ю ч о ї поверхні р е з е р в у а р а , м ; £т — прихована теплота пароутворення, к Д ж / к г - К [5]; С„ — т е п л о є м н і с т ь п а р о в о ї ф а з и , к Д ж / к г • К [ 7 ] ; К о е ф і ц і є н т т е п л о п е р е д а ч і від п а р и до стінки резер­ вуара: « Ч - ^ - .

(5.42) 325

де

Х„

— коефіцієнт

теплопровідності

парової

В т / ( м • К) [ 7 ] ; сін — д і а м е т р р е з е р в у а р а , м. Критерій Нуссельта визначається по =0,728 . Г

[6]: х

О'-Рж-К-Р,.) 0

фази,

5

Х ( ^ + 0 , 6 8 • С„ • АГ)] '" ,

(5.43)

де О — з о в н і ш н і й д і а м е т р р е з е р в у а р а , м; 5 Рж, Рп — густина рідини і п а р о в о ї ф а з и , кг/м'

[7];

цп — динамічна в'язкість парової ф а з и , Па • с [ 7 ] ; АТ — п е р е п а д т е м п е р а т у р

між

парою

і

стінкою,

°К.

(АТ=Т-Т^. 4.5. Загальний зливу:

розхід парів

на

проведення

операції

О з а , = С7„ + С : 1 + С к ж + С7км.

4.6. Загальний

щогодинний

(5.44)

розхід становить:

0за,п,д=°-^-.

(5.45)

П о з н а ч е н н ю С7, а і ,од п і д б и р а ю т ь к о м п р е с о р [ 5 ] і визна­ ч а ю т ь кількість к о м п р е с о р і в : п =%

^

(5.46)

,

де О — годинна подача компресора (випарювача), 3 м /год. 4 . 7 . Годинна подача випарювача визначається: К . р . (7-,-Г,) С=

Іг+Ср.АГ

5 47

•

< '

)

2

де К — к о е ф і ц і є н т т е п л о п е р е д а ч і , В т / м • К ( д л я змійови­ ків і т р у б ч а т и х в и п а р ю в а ч і в із в о д я н и м т е п л о н о с і є м /( = 4 6 4 4 - 5 8 0 ,

а

з

паровим

7\ — температура

/( = 2 3 2 - ^ 2 9 0 )

теплоносія,

°К

[7];

(7^ = 3 4 3 ° К ) С

[7];

А Г — п е р е г р і в п а р і в п р о п а н у , ° К (7' = 6 К ) [ 7 ] ; 2 Р — поверхня теплообміну випарювача, м [5]; С Р - • теплоємність парів пропану, к Д ж / ( к г - ° К ) По з н а ч е н н ю 326

17].

О підбирають кількість випарювачів.

5.2.5.

РОЗРАХУНКИ

ПРОЦЕСУ

НАПОВНЕННЯ

1. Р о з х і д г а з у д л я т р у б о п р о в о д у н а п о в н ю в а л ь н о г о від­ 3 ділення, м /с:

п к — п р о д у к т и в н і с т ь к а р у с е л і , б а л . / г о д {5]; 3 Уб — о б ' є м б а л о н а , м ; К — коефіцієнт, я к и й у р а х о в у є в і д н о ш е н н я ч а с у обер­ ту к а р у с е л і до часу н а п о в н е н н я (/( = 0 , 7 - ^ 0 , 8 ) . 2 . Р о з х і д г а з у д л я т р у б о п р о в о д у р і д к о ї ф а з и д о коло­ 3 нок н а п о в н е н н я а в т о ц и с т е р н , м / с : де

^

ац=

3600 .'т

5 49)

'

^ '

де п ац — к і л ь к і с т ь о д н о ч а с н о з а п р а в л е н и х ц и с т е р н : 3 Уац — к о р и с н и й о б ' є м а в т о ц и с т е р н и , м [7]; т — ч а с н а п о в н е н н я а в т о ц и с т е р н и , год. 3 . Р о з х і д г а з у від з а л і з н и ч н о ї е с т а к а д и д о резерву­ 3 ара, м /с: п

а.'

^з.ц.

(5.50)

3600 • Т 3

Уз.ц. — к о р и с н и й о б ' є м ц и с т е р н и , м [ 7 ] ; т — м і н і м а л ь н и й ч а с з л и в у о д н і є ї ц и с т е р н и , год. 4. Внутрішній діаметр трубопроводу рідкої ф а з и естакади до резервуара, м:

від

а-. 3

де

О — максимальний розхід газу, м /с; № — ш в и д к і с т ь р і д к о ї ф а з и в н а п о р н о м у трубопрово­ ді, м / с ( з г і д н о з [4] ш в и д к і с т ь у н а п о р н и х т р у б о п р о в о д а х приймають не вище 3 м / с ) . 5. Кількість газороздавальних колонок д л я заправлен­ ня автоцистерн: п=

4

*?

,

(5.52)

де <7д0бу — д о б о в а р е а л і з а ц і я , т; д к — продуктивність колонки, т/год; К — к о е ф і ц і є н т в и к о р и с т а н н я а в т о к о л о н к и , УС = 0,5-т4-0,8; т — ч а с роботи колонки, г о д / д о б у . 327

П р и к л а д 5.4 Р о з р а х у в а т и місткість Г Н С , п і д і б р а т и р е з е р в у а р и , за­ п о б і ж н і к л а п а н и д о них, к і л ь к і с т ь з л и в а л ь н о - н а л и в н и х постів при т а к и х вихідних д а н и х : 3 р і ч н а п р о д у к т и в н і с т ь Г Н С
'=!Іг

+ 1 + 4

=

5

П р и й м а є м о 6 діб. П о ф о р м у л і 5.16 в и з н а ч а є м о 3 кг/м :

'

9

-

густину

суміші

газів,

п

596

р ж

Гоо / • Д о б о в а п р о п у с к н а з д а т н і с т ь в и з н а ч а є т ь с я п о форму­ 5.15:

лі

-

55

^=

+

521-

, з

45

зоооо • ю 253 - 562

3

=

01Г > 2 Ю

М

з/ / Д

О б

Й У -

М і с т к і с т ь Г Н С в и з н а ч а є м о п о ф о р м у л і 5.17: 3 К=210 + 6 • 210=1470 м . Вибираємо резервуари відповідно до рекомендацій по т а б л и ц і 5.02 т р ь о х т и п і в : П С - 1 0 0 ; П С - 1 6 0 ; П С - 2 0 0 . К і л ь к і с т ь р е з е р в у а р і в і м е т а л о з а т р а т и в и з н а ч а є м о по ф о р м у л а х 5.14 і 5.18 д л я в и б р а н и х т и п і в : ПС-100: '

1470 = 17,3. • 0,85

99,9

П р и й м а є м о я, = 18 С , = 3 4 • 18 = 6 1 2 т. ПС-160: 1470 162,4 - 0,85

328

,Пд

= 1

6

°' -

Приймаємо

=

« 2

И

С 2 = 56,55 • 11 = 6 2 2 т. ПС-200: "

3

Й

202,3 • 0,85

'°-

П р и й м а є м о «з = 9 С73 = 69,35 « 9 = 6 2 4 т. П о м і н і м а л ь н и х м е т а л о з а т р а т а х необхідно п р и й н я т и р е з е р в у а р и П С - 1 0 0 , а л е з у р а х у в а н н я м їх кількості порів­ н я н о з П С - 2 0 0 , н е в е л и к о ї різниці в м е т а л о з а т р а т а х і е к с п л у а т а ц і й н и х в и т р а т п р и й м а є м о П С - 2 0 0 у кількості 9 резервуарів. Розміри о б в а л у в а н н я визначаємо відповідно до вимог Б Н І П 2.04.08-87. Р о з м і щ у є м о р е з е р в у а р и в д в о х г р у п а х п о 3 1000 м к о ж н а . П о т а б л и ц і 5.02 д і а м е т р і д о в ж и н а р е з е р в у а р а П С - 2 0 0 с т а н о в л я т ь О = 3,4 м, /.=-22,9 м.

і

• • • •

0 2

4> V

=

1

а=2 • 0 , 5 0 + 9 0 = 2 • 0,5 • 3,4 + 9 • 3,4 = 34 м Ь = 4 • 0,5О + 2/. = 4 • 0,5 • 3,4 + 2 • 22,9 = 52,6 м О б ' є м о б в а л у в а н н я 1/о5в = а • Ь • п, де Н ^ 1 м 1/06„>К.О,85; 3

ИоЯв. = 34 • 52,6 • 1 = 1788,4 м ; 1 7 8 8 , 4 > 1470 • 0,85. Пропускна здатність запобіжного клапана визначаєть­ ся по ф о р м у л і 5.32. ф=

Ю00 • 3,4 •

( 2 2 , 9 + -^-) = 8 3 640 кг/год. 329

X

Робочий переріз 1,6 = 1,84 М П а

по

формулі

83 Ш

Р= 2200

5.33

при

=51,9

см

Р = 1,15 X

2

ГШТ 278

1 , 8 4 - ^

Д і а м е т р к л а п а н а в и з н а ч а є м о п о ф о р м у л і 5.34:

П і д б и р а є м о с к и д а л ь н и й з а п о б і ж н и й п р у ж и н н и й кла­ п а н С П П К 4 Р 100, п р у ж и н а № 124, м е ж і н а с т р о й к и 0,95—2 М П а . Р о з р а х у н о к кількості з л и в а л ь н о - н а л и в н и х постів вико­ н у є м о по ф о р м у л а х 5.19; 5.20 і 5 . 2 1 . _

20000 -

Ю

3

П й

-5

253 - 960 . 21

~

1 9

'

Ь

-

П р и й м а є м о 2 0 постів. 0,15 • 2 0 • 10 "

=

т

™

=

й

гйи

253 - 2 1

=

0

= 12

^а'о'

-

5 6 4

б а Л

П0СТІВ

"

-

П р и к л а д 5.5 Визначити діаметр газопроводу рідкої ф а з и і втрати т и с к у при н а п о р і з а т а к и м и в и х і д н и м и д а н и м и : довжина газопроводу /=150 м; ш в и д к і с т ь руху 11^=1,5 м / с ; д и н а м і ч н а в ' я з к і с т ь рідкої ф а з и при 273 ° К р = 135,Зх 6

X 10~ П а - е ; т е м п е р а т у р а г а з у 7" = 273 ° К ; п е ш т а д а н и х із п р и к л а д у 5.4. Внутрішній д і а м е т р г а з о п р о в о д у в и з н а ч а є м о п о фор­ мулі 5.52: 8

4'=іг= а Чк =

Яг 3600

=

8 8

'

'

8 м3/год;

= 2 4 . 10

3600

'

_3 ш

3

м м /с/ с '

'-27 • 2,4 - 1 0 3 = 4 > 5 . ] 0 _ 2 м_

330

П р и й м а є м о п о Д С Т У т р у б у 0 x 6 = 5 7 x 3 і з внутріш­ нім д і а м е т р о м 0,051 м. П а д і н н я тиску в т р у б о п р о в о д і р і д к о ї ф а з и в и з н а ч а є м о по ф о р м у л і 5.22. З н а ч е н н я К, Ке в и з н а ч а є м о по ф о р м у л а х 5.23; 5.24:

Кінематична в'язкість: у=

|35 3

-И- =

10

' •

(>

528

Ке = 0,0354

- = 0 , 2 5 • 10^

5,1 • 0 , 2 5 • 1 0 / у = = 5 0

.

0.0237-150-.,5-.

0

6

2

м /с;

= 2 4 4 329;

521

=40

856

Па.

5,1

П р и к л а д 5.6 Р о з р а х у в а т и тиск у кінці г а з о п р о в о д у п а р о в о ї ф а з и в и с о к о г о тиску. Вихідні д а н і : — т и с к на початку г а з о п р о в о д у після к о м п р е с о р а Р , = 1,6 М П а ; — с у м а коефіцієнтів місцевих о п о р і в ( р а п т о в е розши­ р е н н я £ = 0,04); — 2 відводи 90°; 1 = 0,5; в е н т и л ь 0 50; 1 = 6,9 [ 8 ] ; 6 2 — к і н е м а т и ч н а в ' я з к і с т ь газу \ = 3,82 • 10~ м /с; — р е ш т а д а н и х із п р и к л а д у 5.5. Еквівалентна довжина газопроводу визначається по ф о р м у л і 5.30 5

" Л _ _ Розрахункова формулі

5.29

-'

, п о о 3,82 •

, , / 0,01

+ І922

"

довжина

при

£|

= 18,2 м. 1 0 - ° • 5,1

^ — газопроводу визначається

по

= 0 , 0 4 + 0,5 + 6,9 = 7,44;

/ = 1 5 0 + 7,44 • 18,2 = 285 м. Тиск 5.28: Р2 =

у

кінці

2

газопроводу

5

визначається

Уі,6 -[1,4. 1 0 - . ( М І . + 1 9 2 2

3

'

8 2

по

-^-

формулі

5

'')о*х

Х д / § ^ • 528)285=1,59 МПа; Д Р = 1,6—1,59 = 0,01 М П а . 331

Приклад 5.7 Р о з р а х у в а т и п р о ц е с з л и в у г а з у із з а л і з н и ч н о ї цистер­ ни п р и т а к и х вихідних д а н и х : 3 к о р и с н и й о б ' є м цистерни Уз.к = 4 5 . 2 м [ 5 ] ; для зливу використовують компресори; річна п р о д у к т и в н і с т ь С ? і = 4 0 тис. т ; 3 г у с т и н а п а р і в у кінці з л и в у р к = 1 3 , 6 к г / м ; 3 н а початку нагнітання р „ = 1 0 , 3 4 кг/м ; 0 температура парової фази: початкова 7 „ П = 2 7 3 К , кінцева

7КП = 2 8 3 ° К ;

т е м п е р а т у р а стінки р е з е р в у а р а 7' с = 2 7 5 ° К ; решта даних із прикладу 5 . 4 . К і л ь к і с т ь ц и с т е р н , що п і д л я г а ю т ь з л и в у за добу, ви­ значаємо по формулі 5 . 3 4 : _ П

40 000 -

10

:і

• 2

=

о

іо

253 • 528 • 45,2

* ~

'

'

Ч а с з л и в у газу з однієї цистерни в и з н а ч а є м о по фор­ мулі 5 . 3 5 п р и :

Необхідну кількість резервуарів добу в и з н а ч а є м о по формулі 5 . 3 6 : =

4 0 0 0 0 • 10

3

для

=

.

зливу

газу

за

8

253 - 528 - 1 6 6

Р

Приймаємо 2 резервуари. Розхід парів на операцію зливу газу: 1. Розхід на наддування визначається по формулі 5 . 3 7 при

1/„ар

3

= 2 0 2 - 1 6 6 = 36 0„ = 36

•

м ;

( 1 3 , 6 - 1 0 , 4 ) = 115,2

кг.

2 . Р о з х і д п а р і в н а з а п о в н е н н я о б ' є м у р е з е р в у а р а , рані­ ш е з а й н я т о г о рідиною, в и з н а ч а є т ь с я п о ф о р м у л і 5 . 3 8 : О з = 166

•

13,6 = 2 2 5 8

кг.

3 . Д л я в и з н а ч е н н я кількості п а р і в , щ о к о н д е н с у ю т ь с я н а п о в е р х н і рідини, в и з н а ч и м о п е р е п а д п р у ж н о с т і п а р і в Д Р з г і д н о [ 5 ] і п л о щ у д з е р к а л а рідини п о ф о р м у л і 5 . 4 0 : ДР = 0 , 6 2 9 - 0 , 4 6 6 = 0 , 1 6 3 332

МПа;

Р 3 = 2,4 • 12,1 = 2 8 , 8 м

2

С?кж = 300 • 28,8 • 0,163 • ^ГПб = 1 7 8 1

кг.

4. Кількість парів, що конденсуються на металевій п о в е р х н і р е з е р в у а р а , в и з н а ч а є м о по ф о р м у л і 5.41, попе­ р е д н ь о з н а й ш о в ш и к о е ф і ц і є н т т е п л о п е р е д а ч і сх2 по форму­ лі 5.42 і критерій Н у с с е л ь т а по ф о р м у л і 5.43. 3,47». 5 2 8 . ( 5 2 8 - 1 0 . 3 4 )

Л,и = 0,728 . Г І-

7,5 • 1 0 ~

6

• 1,52 • 1 0 ~

2

• (283 - 2 7 5 )

0 25

Х ( 4 1 9 + 0,68 • 1,5507 • 8 ) ] ' 6 1 2 2 - 0,0147

ос

зт

=26,5;

2

а = г

=

= б 122;

г

, я в 8

2 6 , 5 • ( 3 6 9 , 8 - 2 7 5 ) - 2 6 3 , 2 • 1,6 4 1 9 + 1,5507 . ( 3 6 9 , 8 - 2 3 0 , 9 )

де

=2 • 3,14 • 1,7 • 22,9 +

Р,=2кР • 1 + 2 + 2.

'

3 14 3 42

'

; ' 4

=263,2

2

м .

5 . З а г а л ь н и й р о з х і д п а р і в н а п р о в е д е н н я о п е р а ц і ї зли­ ву в и з н а ч а є т ь с я по ф о р м у л і 5.44: 0 , а г = 115,2 + 2 2 5 8 + 1 7 8 1 + 1668 = 5822,2 лі

кг.

6 . З а г а л ь н и й годинний р о з х і д в и з н а ч а є т ь с я п о форму­ 5.48: С ааг = ^ | 2 - = 3 6 3 9

кг/год.

Е к с п е р и м е н т а л ь н о в с т а н о в л е н о [ 6 ] , що д л я з л и в у 1 т з р і д ж е н о г о г а з у необхідно з а к а ч а т и в р е з е р в у а р п а р и цього п р о д у к т у в кількості 4 — 9 % від м а с и з л и т о г о продукту. Розрахунки Приклад

процесу

наповнення

5.8

Р о з р а х у в а т и розхід газу і діаметри трубопроводів нап о в н ю в а л ь н о г о в і д д і л е н н я д о к о л о н о к н а п о в н е н н я авто­ ц и с т е р н і від з л и в н о ї е с т а к а д и д о р е з е р в у а р і в п а р к у зберігання ГНС. Вихідні д а н і : продуктивність каруселі КГА М Г П - 2 = 350 бал./год; о б ' є м б а л о н а = 50 л; тип а в т о ц и с т е р н и — Ц П П З - 1 6 - 7 4 ; 333

к і л ь к і с т ь а в т о ц и с т е р н , щ о з а п р а в л я ю т ь с я одночас­ но, 2; 3 к о р и с н и й о б ' є м цистерни 15 м ; 3 тип н а с о с а З Х Г В 7 X 2А-20-4 із п о д а ч е ю 1 5 — 3 0 м / г о д ; ч а с н а п о в н е н н я а в т о ц и с т е р н и 0,5 год; к і л ь к і с т ь о д н о ч а с н о з л и в а ю ч и х з а л і з н и ч н и х цистерн 7 ; 3 к о р и с н и й о б ' є м цистерни 45,2 м ; м і н і м а л ь н и й ч а с з л и в у однієї цистерни 1,6 год; 3 м а к с и м а л ь н а в и т р а т а газу 0,083 м / с ; ш в и д к і с т ь рідкої ф а з и в н а п о р н о м у т р у б о п р о в о д і Г = 2,5 м / с . Р о з х і д г а з у д л я т р у б о п р о в о д у н а п о в н ю в а л ь н о г о відді­ л е н н я в и з н а ч а є т ь с я п о формулі 5.48: 350-0,05 ^

3600-0,7

=

1Г

до 6

'

9

•

,_3

з/

10

М

/

С

-

Розхід газу для трубопроводу рідкої ф а з и до колонок н а п о в н е н н я а в т о ц и с т е р н и в и з н а ч а є т ь с я п о ф о р м у л і 5.49:

При одночасному заповненні балонів і закачуванні а в т о ц и с т е р н с у м а р н и й розхід г а з у с т а н о в и т ь :

£я=£б

+ с ? а „

= 6,9 •

10-

3

або £ г о д = 1 , 5 2 •

2

+ 1,66 ІСГ

2

1 0 - = 1,52.

10-

2

3

м /с,

3

• 3 6 0 0 = 54,7 м /год.

Н а с о с , п о п е р е д н ь о п р и й н я т и й з а вихідними д а н и м и , 3 з а б е з п е ч и т ь § г = 5 4 , 7 м /год при умові о д н о ч а с н о ї р о б о т и двох насосів. Р о з х і д г а з у від з а л і з н и ч н о ї е с т а к а д и д о р е з е р в у а р і в 3 п а р к у з б е р і г а н н я , м /с, в и з н а ч а є т ь с я п о ф о р м у л і 5.50:

^--^Ь-=5,5.1(Г

2

м7с.

В н у т р і ш н і й д і а м е т р т р у б о п р о в о д у рідкої ф а з и від еста­ кади до резервуара, м, визначається по формулі 5.51: ,

й= Внутрішній в і д д і л е н н я , м:

-V /

V -

1,27 • 5 , 5 • 1 0 ~

діаметр

2^

п

1 й 7

=0,167

трубопроводу

І==л1

334

2

м.

наповнювального

1,27 - 6 . 9 - К Г = 0 Д ) 5 9 м

Внутрішній діаметр трубопроводу до н е н н я , м:

а=-\рШШІЖІ Одержані діаметри труби.

=0,092

к о л о н о к напов­

м.

необхідно уточнити по Д С Т У

на

ЛІТЕРАТУРА

1. Яковлев Е. И. Газовьіе сети и газохранилища.— М.: Недра, 1991. 2. Ширковский А. И., Задора Г. И. Добьіч;і подземное хранение г а з а . — М.: Недра, 1974. 3. Правила создания и зксплуатации подземншх хранилищ газа в пористих пластах.— М.: ВНИИГАЗ, 1986. 4. С Н И П 2.04.08-87.— М.: Газоснабжение, 1988. 5. Стаскевич Н. Л. Справочник по сжиженньїм углеводородньїм г а з а м . — Л . : Недра, 1986. 6. Рубинштейн С. В. Газонаполнительньїе станции сжиженньіх углеводородньїх г а з о в . — Л . : Недра, 1989. 7. Преображенский Н. И. Сжиженньїе углеводородньїе га­ з и . — Л . : Недра, 1975. 8. Варфоломеев В. А. и др. Справочник по проектированию, строительству и зксплуатации систем газоснабжения.— К-: Будівельник, 1988.

Р о з д і л 6.

КОРОЗІЯ МЕТАЛІВ І МЕТОДИ Б О Р О Т Ь Б И З НЕЮ 6.1. ВИДИ

КОРОЗІЇ

К о р о з і я —• п р о ц е с р у й н у в а н н я м е т а л у при в з а є м о д і ї з навколишнім середовищем. Розрізняють два види к о р о з і ї : хімічну й е л е к т р о х і м і ч н у . Хімічна корозія в и н и к а є при в з а є м о д і ї м е т а л у з агре­ с и в н и м с е р е д о в и щ е м ( в з а є м о д і я с т а л е в о ї т р у б и і газу, я к и й містить сірчисті с п о л у к и ) . Електрохімічна корозія в и н и к а є при к о н т а к т і м е т а л у з р і д и н о ю , я к а п р о в о д и т ь е л е к т р и ч н и й с т р у м , — електро­ літом. В і д о м о , що б у д ь - я к и й м е т а л , у м і щ е н и й в е л е к т р о л і т , н а б у в а є п е в н о г о е л е к т р и ч н о г о п о т е н ц і а л у . Т о б т о , власти­ в о с т і ґ р у н т і в ( е л е к т р о л і т і в ) є н е о д н о р і д н и м и , і між окре­ м и м и д і л ь н и ц я м и т р у б о п р о в о д у в и н и к а ю т ь мікро- т а м а к р о г а л ь в а н і ч н і е л е м е н т и , які в з а є м о д і ю т ь м і ж с о б о ю . Вини­ к а є т а к з в а н и й в и н о с е л е к т р о н і в н а д і л ь н и ц і поверхні т р у б и з б і л ь ш о ю е л е к т р о х і м і ч н о ю а к т и в н і с т ю ( а н о д ) до д і л ь н и ц ь , які м а ю т ь м е н ш у е л е к т р о х і м і ч н у а к т и в н і с т ь (ка­ т о д ) , тобто в и н и к а є корозійний процес. К о р о з і я м е т а л у т р у б о п р о в о д у — це в е л и к а р о б о т а в е л и к о ї кількості г а л ь в а н і ч н и х е л е м е н т і в на п о в е р х н і ме­ талу, яка стикається з електролітом.

6.2. ЗАХИСТ ГАЗОПРОВОДУ ВІД КОРОЗІЇ

К о м п л е к с з а х о д і в щ о д о з а б е з п е ч е н н я з а х и с т у від к о р о з і ї м а г і с т р а л ь н и х т р у б о п р о в о д і в в и к о н у є т ь с я на осно­ ві Д С Т У 25812 — « Т р у б о п р о в о д и с т а л е в і м а г і с т р а л ь н і » і Д С Т У 9.602-89 — « Є д и н а с и с т е м а з а х и с т у від к ороз і ї і старіння» ( Є С З К С ) . З а х и с т г а з о п р о в о д і в від к о р о з і ї к л а с и ф і к у є т ь с я н а пасивний і активний. П а с и в н и м з а х и с т о м п е р е д б а ч а є т ь с я 336

н а н е с е н н я н а п о в е р х н ю труби в і д п о в і д н о г о типу ізоляцій­ н о г о п о к р и т т я , тим с а м и м з а п о б і г а є т ь с я в з а є м о д і я з електролітом. К о н с т р у к ц і ї і з о л я ц і й н и х п о к р и т т і в тру­ б о п р о в о д і в п р и й м а ю т ь с я з г і д н о з Б Н І П 2-05-06-85. Вони м о ж у т ь бути в и к о н а н і як у з а в о д с ь к и х у м о в а х ( н а труб­ них з а в о д а х ) , т а к і в п о л ь о в и х у м о в а х (при б у д у в а н н і трубопроводу). Вимоги до захисних покриттів наведені в д о д а т к у 9. П е р е х і д н и й е л е к т р и ч н и й опір і з о л ь о в а н о г о т р у б о п р о в о д у п і с л я у к л а д а н н я і з а с и п к и м а є бути не 4

2

н и ж ч е 10 Ом • м . А к т и в н и й з а х и с т г а з о п р о в о д і в від к о р о з і ї містить три способи з а х и с т у з а л е ж н о від у м о в , у я к и х з н а х о д и т ь с я труба: — к а т о д н и й з а х и с т — к а т о д н а п о л я р и з а ц і я поверхні т р у б и т а к и м чином, щ о с т в о р ю є т ь с я о д н о с т о р о н н я провід­ ність с т р у м у від д ж е р е л а п о с т і й н о г о с т р у м у ч е р е з зазем­ л ю в а ч (анод) у ґрунт до труби; т а к як винос електронів із поверхні труби неможливий, то виключається корозія металу (рис. 6.01); — протекторний захист — застосовується д л я захисту д і л ь н и ц ь т р у б н е в е л и к о ї п р о т я ж н о с т і , к о ж у х і в н а перехо­ д а х газопроводів через дороги, кабелів у тих випадках, к о л и н е м а є д ж е р е л а ж и в л е н н я і н е м о ж е бути з а с т о с о в а ­ ний к а т о д н и й з а х и с т . П р и н ц и п р об о ти п р о т е к т о р н о г о за­ х и с т у п о л я г а є в тому, що при з а м к н е н н і д в о х е л е к т р о д і в ( « т р у б а — п р о т е к т о р » ) , п о м і щ е н и х у Грунт ( е л е к т р о л і т ) , м і ж ними в и н и к а є р і з н и ц я п о т е н ц і а л і в , з у м о в л е н а р і з н о ю е л е к т р о х і м і ч н о ю а к т и в н і с т ю м а т е р і а л і в т р у б и і протек­ т о р а . П р и ч о м у с т р у м н а п р а в л я є т ь с я від е л е к т р о д а з б і л ь ш Таблиця

6.01

Характеристика протекторів Д і а м е т р , мм

Д о в ж и н а , мм

М а с а , кг

Робоча поверхня а н о д а , мм2

Металеві аноди: ПМ5 ПМ10 ПМ20

95 120 150

500 600 800

5 10 20

157 233 364

Металеві аноди у ком­ плекті з активатором: ПМ5У ПМ10У ПМ20У

165 200 240

580 100 900

16 30 60

157 233 364

Т и п протектора

338

Рис. 6.02. Схема протекторного захисту. / — газопровід, 4 — ізольований

2— к о н т а к т провід,

із

газопроводом,

5 — грунт, тектор,

З— р о з п і з н а в а л ь н и й

6—контакт

протектора,

знак,

7 — про­

8 — заповнювач

в і д ' є м н и м п о т е н ц і а л о м ( а н о д а ) до е л е к т р о д а з менш від'­ ємним потенціалом ( к а т о д а ) . Аноди виготовляються зі с п л а в у на основі м а г н і ю чи а л ю м і н і ю , р і д ш е цинку, я к и й м а є б і л ь ш в і д ' є м н и й п о т е н ц і а л , ніж с т а л ь . П р о м и с л о в і с т ь в и п у с к а є к і л ь к а типів п р о т е к т о р і в : П М 5 , П М 1 0 , П М 2 0 , ПМ5У, ПМ10У, П М 2 0 У з магнієвих сплавів М Г А (табл. 6 . 0 1 ) . П р о т е к т о р н и й з а х и с т г а з о п р о в о д і в п р о в о д и т ь с я зви­ ч а й н о в г р у н т а х із п и т о м и м о п о р о м до 50 О м - м . Від'єм­ ний п о т е н ц і а л м а г н і є в и х с п л а в і в с т а н о в и т ь 1,6 В по мід­ н о - с у л ь ф а т н о м у е л е к т р о д у п о р і в н я н н я . ( С х е м а протектор­ ного з а х и с т у н а в е д е н а н а р и с . 6 . 0 2 ) ; — е л е к т р о д р е н а ж н и й з а х и с т п р и з н а ч е н и й д л я від­ ведення блукаючих струмів із газопроводу через рельсову ч а с т и н у л а н ц ю г а е л е к т р о т я г и н а в і д ' є м н у шину транс­ ф о р м а т о р н о ї підстанції. Блукаючі струми д у ж е небезпечні для трубопроводів, т а к як в е л и ч и н и їх з н а ч н і , і в м і с ц я х їх с х о д ж е н н я з т р у б и утворюється анодна зона, тобто корозійне руйнування. Д о с к л а д у с т а н ц і ї д р е н а ж н о г о з а х и с т у ( С Д З ) вхо­ д я т ь : е л е к т р о д р е н а ж н а у с т а н о в к а , к а т о д н и й вивід газопро­ воду, к о н т а к т н и й п р и с т р і й із р е л ь с о в и м л а н ц ю г о м , з ' є д 3 3 9

Рис. 6.03. Принципова схема електродренажного захисту. / — к о н т а к т н а м е р е ж а , 2 — д ж е р е л а постійного струму, З— рейкова 4 — поляризована дренажна установка, 5 — газопровід

нувальні електролінії (кабелі, шини, проводи)

мережа,

(рис. 6.03).

Усі С Д З є а в т о м а т и ч н и м и . Е л е к т р о д р е н а ж н і у с т а н о в к и підрозділяють на прямі, поляризовані (з односторонньою провідністю) і підсилені за д о п о м о г о ю катодних станцій. Х а р а к т е р и с т и к и С Д З н а в е д е н і у т а б л и ц я х 6.02 і 6 . 0 3 . Таблиця

6.02

Технічна характеристика поляризованих електродренажних установок

Показники

ПДУ-60

ПДУ-57

ДП-63

ПД-1

УПД-І

ДЕП-300

ПЕД-58

Номінальний дре­ нажний струм, А

600

300

300

300

300

300

100

Струм переванта­ ження протягом 10-15 с, А

800

800

500

500

500

500

—

Максимальний струм спрацьову­ вання, А Межа спрацьову­ вання по різниці потенціалів «тру­ ба — рейки», В

10

—

—

20—30

—

1,4

1,2— 1,4

0,6— 0,8

0,01 — 0,03

—

—

0,40,6

Номінальна зво­ ротня напруга, В

100— 150

50— 150

200

200

40— 400

200

200

Маса, кг

197

123

100

—

60

23

340

1—10 3 0 - 4 0

26

Таблиця 6-03 Технічна характеристика поляризованих дренажних (вентильних) установок Показники

ПД-ЗА

ПГД-200

ПГД-150

пгд-юо

ПГД-ЮОА

Тип вентиля Кількість вентилів Максимальний струм, А Допустима зворотня напруга, В Зворотний струм, А Маса, кг

ВК-200 6 500 100

Д-305 20 200 50

Д-305 15 150 50

Д-305 10 100 50

Д-304 20 100 50

0,02 30

0,06 25

0,045 25

0,03 25

0,03 25

6.3. РОЗРАХУНКИ ЗАХИСТУ ТРУБОПРОВОДІВ ВІД КОРОЗІЇ Р о з р а х у н о к і вибір к а т о д н о ї у с т а н о в к и . П р и проектуванні катодного захисту трубопроводу одним із н а й в а ж л и в і ш и х е т а п і в р о з р а х у н к у є в и з н а ч е н н я е л е к т р и ч н и х п а р а м е т р і в т р у б о п р о в о д у . Д о них відносять­ ся: Р т — п о з д о в ж н і й опір т р у б о п р о в о д у , О м - м; Р п — перехідний опір « т р у б а — з е м л я » , О м - м ; а — с т а л а поширення струму в з д о в ж трубопроводу, І/м; 2„ — вхідний опір т р у б о п р о в о д у , О м ; у — в і д с т а н ь м і ж т р у б о п р о в о д о м і а н о д н и м заземлен­ н я м , м; / 3 — в і д с т а н ь м і ж к а т о д н и м и у с т а н о в к а м и , м; / — с и л а с т р у м у к а т о д н о ї у с т а н о в к и , А; II — н а п р у г а на виході к а т о д н о ї с т а н ц і ї , В; 7 н — п о т у ж н і с т ь на виході к а т о д н о ї с т а н ц і ї , Вт. П о з д о в ж н і й опір т р у б о п р о в о д у , щ о м а є с т а н д а р т н і р о з м і р и , в и з н а ч а є т ь с я п о т а б л и ц я х [3] а б о м о ж е бути розрахований по формулі, О м / м : (6.01)

л - (£>—6) - б ' д е р т — п и т о м и й е л е к т р и ч н и й опір м е т а л у , й — діаметр трубопроводу, мм; б — т о в щ и н а стінки т р у б о п р о в о д у ,

Ом

мм. 341

В е л и ч и н у п е р е х і д н о г о о п о р у « т р у б а — з е м л я » внбира ю т ь з а р е к о м е н д а ц і я м и В Н Д І Б Т а а б о в и р а х о в у ю т ь п о фор мулі, Ом • м: (6.02) де Рліз — перехідний опір і з о л я ц і ї т р у б о п р о в о д у з а л е ж н о 2 від п и т о м о г о опору ґ р у н т у , Ом • м (табл. 6.04); Б — д і а м е т р т р у б о п р о в о д у , м. Таблиця 6.04 ГТСреХІДІІИЙ

р

ҐруНіу

Ом'М

Початковий період, 2 Ом м Те саме через 5 років, 2 Ом • м Те саме через 10 років, 2 Ом-м

ОПІр

ІЗОЛЯЦІЇ

ТрубОПрОВОДУ

/{„.із.

10

20

зо

40

50

100

150

1300

1700

2000

2500

2800

3900

4600

650

900

1100

1300

1500

2100

2600

300

400

500

650

750

1100

1400

Сталу поширення струму в з д о в ж визначають по формулі:

трубопроводу,

1/м,

(6.03) Вхідний опір т р у б о п р о в о д у 2 В при о д н а к о в и х електрич­ них п а р а м е т р а х л і в о г о і п р а в о г о пліч, О м , в и з н а ч а ю т ь по формулі: (6.04) 2

Відстань між трубопроводом і анодним заземленням р о з р а х о в у ю т ь , з н а й ш о в ш и п о н о м о г р а м і ( р и с . 6.04) допо­ міжні величини Р і ф Д л я установок з екранним заземленням одержану в е л и ч и н у п о м н о ж у ю т ь на к о е ф і ц і є н т 1,4. На осі а б с ц и с н о м о г р а м и в і д к л а д е н о в е л и ч и н у Р = ~у • 2Н-Знаючи величину р г і в и з н а ч и в ш и за її д о п о м о г о ю Р, з н а х о д я т ь в і д с т а н ь м і ж т р у б о п р о в о д о м і а н о д н и м заземленням, м: Р

2„

342

(6.05)

0. 1.6* >

ІЗ

9г,0м-м

•

4*

V

ІЗ

4

*,г

цацзія

из

г

5 В 7

і 3 10

}>

ІЗ

р

я 1,0

г ,0мм

о,з о,в

>

0,7 0,5 0£ о£цзг,о і£ г ^ ї з з 7 з з го із р Рис. 6.04. Номограма для визначення значень <3 і Р по питомому опору землі рг. '

а — с / , з „ = -0,95

В,

б — { / , . х о . = -0,55

В

Відстань між катодними у с т а н о в к а м и (плече захисту) 1 3 з н а х о д я т ь п о н о м о г р а м і . Н а осі о р д и н а т н о м о г р а м и відкладена величина знаходимо значення

" '2'

3

. По в і д о м о м у з н а ч е н н ю р г

а потім п л е ч е з а х и с т у / 3 , м: 2 -
Сила струму У К З , А, в и з н а ч а є т ь с я

(6.06) і з з а л е ж н о с;ті: ті: (6.07)

2В+

2лу

343

де 1 / т . з . о — н а к л а д е н а різниця потенціалів «труба—зем л я » в точці д р е н а ж у , В; р,- — питомий опір ґрунту, Ом • м. Д л я в о л о г и х ґ р у н т і в с / т . з . о п р и й м а є т ь с я рівною сЛ.з.о = = — 0,55 В, д л я сухих ґ р у н т і в с / , . 3 . о = — 0,95 В. Н а п р у г а н а виході к а т о д н о ї с т а н ц і ї , В , в и з н а ч а є т ь с я по ф о р м у л і : £/ = / - ( 2 в + /? п р . + /?з),

(6.08)

д е / ? „ р — опір д р е н а ж н и х п р о в о д і в , які з ' є д н у ю т ь к а т о д н у станцію з трубопроводом і анодним заземленням, Ом; / ? з — опір р о з т і к а н н ю а н о д н о г о з а з е м л е н н я , О м , і з таб­ л и ц ь 6.05 і 6.06. Опір д р е н а ж н и х п р о в о д і в /?пр., О м , в и з н а ч а є т ь с я з виразу: (6.09)

Р „ р = Р М - ^ ^ ,

д е р м — питомий опір м а т е р і а л у п р о в о д і в , — — — ;

(для

М

а л ю м і н і ю рм = 0 , 0 2 8 ) ; у с — д о в ж и н а спусків п р о в о д і в з опор до к а т о д н о ї станції, а н о д н о г о з а з е м л е н н я і т р у б о п р о в о д у , м; 2 5 — п е р е р і з п р о в о д у , мм . Переріз проводу визначається:

5

=тз^.

№•> ">

д е Р С — о п і р схеми С К З , щ о д о р і в н ю є 1,5 О м . П о т у ж н і с т ь н а виході к а т о д н о ї с т а н ц і ї , Вт, визнача­ ється по формулі: Ш = І- с/ = /

2

- ( 2 В + / ? п р . + /?,).

(6.11)

Відповідно до величини р о з р а х о в а н о ї потужності по н о р м а л ь н о м у р я д у о б и р а є т ь с я тип к а т о д н о ї с т а н ц і ї . І з ч а с о м е к с п л у а т а ц і ї т р у б о п р о в о д у електричні пара­ м е т р и його з м і н ю ю т ь с я і в и н и к а є необхідність установлен­ н я д о д а т к о в и х У К З н а д і л ь н и ц я х , д е к р и в а різниці потен­ ціалів « т р у б а — з е м л я » близька до мінімально допустимих значень. П р и к л а д 6.1 П р о в е с т и вибір типу с т а н ц і ї к а т о д н о г о з а х и с т у газо­ п р о в о д у при т а к и х вихідних д а н и х : д і а м е т р т р у б о п р о в о д у 0 = 1020 м м ; 344

Таблиця

6.05

Опір заземлення із електродів ЗКА-140 (ЗЖК-12-КА) П и т о м и й о п і р ґ р у н т у , Ом-м

КІЛЬКІСТЬ ПІСК'фОДІВ

І

10

20

зо

40

50

60

70

80

90

100

2

і

4

5

6

7

8

9

10

II

Однорядне

заземлення

5

0,77

1,54

2,31

3,08

3,85

4,52

5,39

6,16

6,93

6

0,55

1,30

1,95

2,60

3,25

3,90

4,55

5,20

5,83

6,50

7

0,52

1,12

1,58

2,24

2,80

3,36

3,92

4,48

5,04

5,60

7,70

8

0,50

1,00

1,50

2,00

2,50

3,00

3,50

4,00

4,50

5,08

9

0,45

0,90

1,35

1,80

2,25

2,70

3,15

3,60

4,05

4,30

10

0,41

0,82

1,23

1,64

2,05

2,46

2,87

3,28

3,69

4,00

11

0,37

0,74

1,11

1,48

1,85

2,22

2,59

2,95

3,33

3,70

12

0,35

0,69

1,04

1,38

1,73

2,07

2,41

2,75

3,11

3,45

13

0,32

0,64

0,96

1,28

1,60

1,92

2,24

2,58

2,88

3,20 3,00

14

0,30

0,60

0,90

1,20

1,50

1,80

2,10

2,40

2,70

15

0,28

0,55

0,84

1,12

1,40

1,66

1,96

2,29

2,52

2,80

16

0,27

0,53

0,80

1,06

1,33

1,59

1,85

2,12

2,38

2,65

17

0,25

0,50

0,75

1,00

1,25

1,50

1,75

2,00

2,25

2,50

18

0,24

0,48

0,72

0,96

1,20

1,44

1,68

1,92

2,16

2,40

19

0,23

0,45

0,68

0,90

1,13

1,35

1,58

1,80

2,03

2,25

20

0,22

0,43

0,65

0,88

1,08

1,29

1,51

1,72

1,94

2,16

21

0,21

0,41

0,62

0,86

1,09

1,23

1,44

1,64

1,85

2,05

22

0,20

0,40

0,60

0,80

1,00

1,20

1,40

1,56

1,80

2,00

23

0,19

0,38

0,57

0,76

0,95

1,14

1,33

1,50

1,71

1,90

24

0,19

0,37

0,56

0,74

0,93

1,11

1,30

1,48

1,59

1,85

25

0,18

0,35

0,53

0,70

0,88

1,05

1,23

1,40

1,57

1,76

Дворядне

заземлення

2x10

0,25

0,49

0,74

0,98

1,23

1,47

1,72

1,96

2,21

2,45

2x11

0,22

0,44

0,66

0,88

1,10

1,32

1,54

1,76

1,98

2,20

2x12

0,21

0,41

0,62

0,82

1,03

1,23

1,44

1,64

1,85

2,05

2x13

0,20

0,39

0,59

0,78

1,98

1,17

1,37

1,55

1,76

1,95

2x14

0,19

0,37

0,55

0,74

0,93

1,11

1,30

1,48

1,67

1,85

2x15

0,18

0,35

0,59

0,70

0,88

1,05

1,23

1,40

1,58

1,75

2x16

0,17

0,33

0,50

0,66

0,83

0,99

1,16

1,32

1,49

1,65

2x17

0,16

0,31

0,47

0,62

0,78

0,93

1,09

1,24

1,40

1,58

2x18

0,15

0,30

0,45

0,60

0,75

0,90

1,05

1,20

1,35

1,50

2x19

0,14

0,28

0,43

0,56

0,70

0,84

0,98

1,12

1,26

1,40

2x20

0,14

0,27

0,41

0,54

0,68

0,81

0,95

1,08

1,22

1,35

2x21

0,13

0,26

0,40

0,53

0,66

0,79

0,92

1,06

1,19

1,32

345

Продовження табл. 6.05 1

2

3

4

5

б

7

8

9

10

п

2x22

0,13

0,26

0,39

0,52

0,65

0,78

0,91

1,04

1,17

1,30

2x23

0,13

0,25

0,38

0,50

0,63

0,75

0,88

1,00

1,13

1,25

2x24

0,12

0,24

0,36

0,48

0,58

0,72

0,84

0,95

1,08

1,20

2x25

0,12

0,23

0,35

0,46

0,50

0,69

0,81

0,92

1,04

1,13

Таблиця 6-06 Опір заземлення з вертикальних графітопластових електродів довжиною 3 м П и т о м и й о п і р ґ р у н т у , Ом-м

Кількість електродів

1

10

2

20

зо

3

4

40

5

Однорядне

50

60

6

7

70

80

90

100

8

9

10

м

заземлення

5

0,54

1,08

1,82

2,15

2,70

3,24

3,73

4,32

4,73

5,00

6

0,47

0,94

1,41

1,88

2,35

2,80

3,29

3,75

4,23

4,70

7

0,42

0,84

1,20

1,68

2,10

2,52

2,94

3,35

3,79

4,20

8

0,37

0,74

1,11

1,51

1,85

2,20

2,59

2,95

3,25

3,70

9

0,35

0,70

1,05

1,40

1,75

2,10

2,45

2,80

3,15

3,50

10

0,33

0,66

0,99

1,32

1,65

1,93

2,31

2,64

2,97

3,30

11

0,29

0,58

0,97

1,10

1,45

1,74

2,03

2,32

2,61

2,90

12

0,26

0,51

0,77

1,02

1,28

1,54

1,79

2,06

2,30

2,55

13

0,24

0,49

0,73

0,98

1,22

1,45

1,71

1,95

2,20

2,44

14

0,23

0,47

0,70

0,94

1,17

1,40

1,64

1,88

2,11

2,34

15

0,23

0,45

0,68

0,90

1,14

1,36

1,59

1,82

2,04

2,27

16

0,22

0,44

0,65

0,88

1,10

1,32

1,54

1,75

1,98

2,20

17

0,22

0,43

0,64

0,86

1,08

1,30

1,54

1,73

1,94

2,16

18

0,21

0,42

0,64

0,85

1,06

1,27

1,48

1,70

1,91

2,12

19

0,21

0,42

0,53

0,84

1,05

1,25

1,47

1,68

1,39

2,10

20

0,21

0,42

0,53

0,84

1,05

1,25

1,45

1,58

1,33

2,09

2,70

Дворядне

заземлення

2x5

0,27

0,54

0,81

1,08

1,35

1,62

1,89

2,16

2,43

2x6

0,24

0,47

0,70

0,94

1,18

1,48

1,64

1,88

2,12

2,35

2x7

0,21

0,42

0,63

0,84

1,05

1,26

1,47

1,68

1,89

2,10 1,85

2x8

0,19

0,37

0,56

0,74

0,92

1,11

1,30

1,48

1,65

2x9

0,!8

0,35

0,52

0,70

0,88

1,05

1,22

1,40

1,58

1,75

2x10

0,16

0,33

0,50

0,65

0,82

0,99

1,16

1,32

1,48

1,65

2x11

0,14

0,29

0,44

0,58

0,72

0,87

1,02

1,16

1.30

1,45

346

Продовження 1

2

3

4

5

б

7

табл.

9

8

10

6-06 її

2x12

0,13

0,26

0,38

0,51

0,64

0,77

0,90

1,02

1,15

1,28

2x13

0,12

0,24

0,37

0,49

0,61

0,73

0,85

0,98

1,10

1,22

2x14

0,12

0,23

0,36

0,47

0,58

0,70

0,82

0,95

1,05

1,17

2x15

0,11

0,23

0,34

0,46

0,57

0,68

0,80

0,91

1,03

1.14

2x16

0,11

0,22

0,33

0,44

0,55

0,66

0,77

0,88

0,99

1,10

2x17

0,11

0,22

0,32

0,43

0,54

0,65

0,76

0,86

0,97

1,08

2x18

0,11

0,21

0,32

0,42

0,53

0,64

0,74

0,85

0,95

1,06

2x19

0,10

0,21

0,32

0,42

0,52

0,63

0,73

0,84

0,94

1,05

2x20

0,10

0,21

0,31

0,42

0,52

0,62

0,73

0,83

0,93

1,04

т о в щ и н а стінки 6 = 1 0 мм; д о в ж и н а £ = 420 к м ; питомий е л е к т р и ч н и й опір ґ р у н т у р г = 30 О м - м ; опір д р е н а ж н и х п р о в о д і в Р пр . = 0,3 О м ; н а к л а д е н а р і з н и ц я п о т е н ц і а л і в « т р у б а — з е м л я » в точці д р е н а ж у 6 \ . , . „ = — 0,95 В ; д о в ж и н а с п у с к і в проводів у с = 40 м; опір р о з т і к а н н ю а н о д н о г о з а з е м л е н н я ^ = 0,65 О м . П о з д о в ж н і й опір т р у б о п р о в о д у в и з н а ч а є т ь с я п о фор­ мулі: 0 2 3,14.(| 02 0-.0).10

=

7

'

7 2 5

*

1 0 _ 6

°

М М

/

'

де р т = 0,245 ( О м • м) д л я с т а л і . . По т а б л и ц і [7] п р и й м а є м о п о з д о в ж н і й опір тру­ б о п р о в о д у д л я д і а м е т р а £ > = 1 0 2 0 м м і 6 = 1 0 мм, / ? , = 6 = 7,72 • І О " О м / м . Перехідний опір «труба—земля» визначається по формулі: Рп

2000 3 , 1 4 • 1,020

= 6 2 5 О м • м,

де /?П ІЗ п р и й м а є т ь с я з т а б л и ц і 6.4 д а н о г о р о з р а х у н к у д л я з а д а н о г о п и т о м о г о о п о р у ґ р у н т у р = 30 Ом • м: Я п . в . = 2 0 0 0 Ом • м. Стала поширення струму вздовж трубопроводу а є основним параметром, що х а р а к т е р и з у є д о в ж и н у зони захисту. 7,72 625

10'

1,1 • 1 0 -

4

1/м. 347

В х і д н и й опір т р у б о п р о в о д у в п о ч а т к о в и й п е р і о д м о ж н а визначити:

г

= 3 4 . 1 0 - з 0м У772ГГ0^Т625 2

=

в.п.

Д л я в и з н а ч е н н я відстані між т р у б о п р о в о д о м і а н о д н и м з а з е м л е н н я м у к о р и с т у є м о с ь н о м о г р а м о ю ( р и с . 6.04) і по п и т о м о м у о п о р у ґ р у н т у р з н а х о д и м о в е л и ч и н у Р. Д л я д а н о г о п р и к л а д у Р = 5,8. Т О Д І :

^ =

^ 5 І 4 - =

1 7 1

М

-

Відстань між катодними установками (плече захисту) м о ж н а визначити, попередньо з н а й ш о в ш и по номограмі ( р и с . 6 . 0 4 ) , в е л и ч и н у С? по з а д а н о м у з н а ч е н н ю р г . У д а н о м у п р и к л а д і <2 = 0,83. Тоді: / _

Сила струму роботи У К З :

в

2 - 0.83 4 1,1 • і о -

точці

/н=

= 15 0 9 0

дренажу

в

9^1_ °-

034

м

початковий

=15,3

період

А.

+ 2 - З . І 4 - .71

Д л я в и з н а ч е н н я напруги на виході катодної станції н е о б х і д н о с п о ч а т к у в и з н а ч и т и п е р е р і з д р е н а ж н и х про­ водів: 5

Опір

=

0

-

028

'

-сГЖТТХ=

15 8

'

мм2

д р е н а ж н и х проводів: /?„„. = 0,028 •

Загальна

17 + 40 '5 8

= 0 , 3 7 Ом.

кількість електродів:

Я„- ті

д е /?г — п е р е х і д н и й опір г о р и з о н т а л ь н о г о е л е к т р о д а , О м ; / ? г = 0,3 • р г / ? г = 0,3 • 30 = 9 Ом. /?а — з а г а л ь н и й п е р е х і д н и й опір е л е к т р о д і в , О м .

Яа=4г;

Я а = ' - ^ = 0 , 7 5 Ом.

Тоді: "

348

=

075ТгХ8-

=15

т] — к о е ф і ц і є н т в и к о р и с т а н н я е л е к т р о д а , я к и й п р а ц ю є сумісно з сусіднім )•),, = 0,8 [ 7 ] . Опір р о з т і к а н н я а н о д н о г о з а з е м л е н н я /?3 б е р е м о з т а б л и ц і 6.05 і 6.06: д л я рг = 30 О м - м і « = 1 5 графітопластових к а л ь н и х е л е к т р о д і в , р о з т а ш о в а н и х в один р я д . П е = 0,68. Тоді н а п р у г а на виході к а т о д н о ї с т а н ц і ї :

верти­

£ / „ = 1 5 , 3 • (0,034 + 0,37 + 0 , 6 8 ) = 16,5 В. П о т у ж н і с т ь на виході к а т о д н о ї с т а н ц і ї в п о ч а т к о в и й період е к с п л у а т а ц і ї т р у б о п р о в о д у :

№„ = /„ • £ / „ = 1 5 , 3 • 16,5 = 2 5 3 Вт. В і д о м о , що в е л и ч и н а сили с т р у м у в точці д р е н а ж у в к і н ц е в и й період р о б о т и к а т о д н о г о з а х и с т у ч е р е з 10 років м о ж е бути в и з н а ч е н а : Ік = 2,5 • І„ = 2 , 5 • 15,3 = 38,3 А. П е р е х і д н и й опір « т р у б а — з е м л я » д л я періоду експлуа­ т а ц і ї т р у б о п р о в о д у ч е р е з 10 років в и з н а ч а є т ь с я :

Вхідний опір у

цьому випадку буде дорівнювати:

га =

= і7,з - ю -

3

ом.

Н а п р у г а на виході к а т о д н о ї с т а н ц і ї в к і н ц е в и й період експлуатації трубопроводу: £/ к = 38,3 - (0,0173 + 0,37 + 0,68) = 4 0 , 8 В. П о т у ж н і с т ь на виході к а т о д н о ї с т а н ц і ї в к і н ц е в и й період е к с п л у а т а ц і ї т р у б о п р о в о д у : Г к = 38,3 • 4 0 , 8 = 1 5 6 3 Вт. Д о в с т а н о в л е н н я м о ж е бути п р и й н я т и м п е р е т в о р ю в а ч а в т о м а т и ч н и й , сітьовий П А С К - М - 2 з н о м і н а л ь н о ю потуж­ ністю на виході 2 0 0 0 Вт. У т е п е р і ш н і й ч а с о с н о в н и м м е т о д о м б о р о т ь б и з коро­ зією є е л е к т р о х і м з а х и с т ( Е Х З ) . С т а т и с т и к а е к с п л у а т а ц і ї з а с о б і в Е Х З п о к а з у є , щ о п р и й н я т и й н а п р а к т и ц і період о г л я д у діючих п р и с т р о ї в ( д в а р а з и н а м і с я ц ь ) д о п у с к а є в и в е д е н н я з л а д у їх у м е ж а х 15—ЗО %; щ о т и ж н е в и й о г л я д д а є змогу п і д в и щ и т и н а д і й н і с т ь до 8 5 — 9 1 %, а безперервний дистанційний контроль роботи установок к а т о д н о г о з а х и с т у д о з в о л я є з в е с т и д о мінімуму п р о с т о ї з а с о б і в з а х и с т у д о 1—2 % . Д л я п і д в и щ е н н я н а д і й н о с т і 349

засобів ЕХЗ виконується заміна морально застарілого устаткування (катодних станцій КС і заземлювачів З К А ) на сучасніші засоби активного захисту: перетворювачі для катодного захисту ПАСК, П С К , ТДЕ, графітопластові е л е к т р о д и , глибинні з а з е м л е н н я т о щ о . Крім необхідно­ го з а п а с у за потужністю, перетворювачі П А С К , П С К з н и ж у ю т ь к і л ь к і с т ь в і д м о в у роботі С К З , а т а к о ж продов­ ж у ю т ь у д в а рази термін с л у ж б и анодних з а з е м л ю в а ч і в ч е р е з з б і л ь ш е н н я вихідної н а п р у г и с т а н ц і ї к а т о д н о г о за­ х и с т у н а 100 % . Технічна х а р а к т е р и с т и к а С К З п о д а н а в т а б л и ц і 6.07. Крім у к а з а н и х у таблиці неавтоматичних станцій К З , можуть використовуватись У К З автономні з моторгенератором, автоматизовані електростанції з термоелектрогенер а т о р о м А Е С - Т Е Г . Д ж е р е л о м ж и в л е н н я д л я них с л у ж и т ь природний газ. Д л я п і д в и щ е н н я е к с п л у а т а ц і й н о ї надійності з а с о б і в Е Х З була с т в о р е н а с и с т е м а б е з п е р е р в н о г о д и с т а н ц і й н о г о к о н т р о л ю ( т е л е к о н т р о л ю ) з а р о б о т о ю у с т а н о в о к катодно­ го з а х и с т у т и п у Т К З - 2 М , Т К З - 4 , в я к и х п е р е д а ч а інформації виконується по високонадійному фізичному каналу «труба — земля». Але ці системи через в е л и к у к і л ь к і с т ь к о н с т р у к т и в н и х н е д о л і к і в не з н а й ш л и ш и р о к о г о з а с т о с у в а н н я і в У к р а ї н і не з а с т о с о в у ю т ь с я . В т е п е р і ш н і й ч а с р о з р о б л я є т ь с я н о в а с и с т е м а т е л е к о н т р о л ю з а р о б о т о ю У К З , я к а буде складо­ вою ч а с т и н о ю с и с т е м и т е л е к о н т р о л ю і т е л е у п р а в л і н н я М Г , що розробляється запорізьким підприємством «Хартрон» ( с и с т е м а « Х о р т и ц я » ) т а інститутом Н Д П І А С У т р а н с г а з (м. Харків).

6.4. РОЗРАХУНОК ПАРАМЕТРІВ КАТОДНОГО ЗАХИСТУ В МІСЬКИХ УМОВАХ

Мета розрахунку — визначення параметрів катодних с т а н ц і й , необхідних д л я з а б е з п е ч е н н я з а х и с н о г о потенціа­ лу на всіх с п о р у д а х , р о з м і щ е н и х у з о н і дії у с т а н о в о к е л е к т р о х і м і ч н о г о з а х и с т у , щ о м а ю т ь к о н т р о л ь о в а н і і неконтрольовані металеві з'єднання, які забезпечують е л е к т р и ч н у провідність. О с н о в н и м р о з р а х у н к о в и м п а р а м е т р о м є с е р е д н я густи­ на захисного струму — відношення струму катодної с т а н ц і ї д о с у м а р н о ї поверхні т р у б о п р о в о д і в , я к у з а х и щ а є дана установка. 350

Таблиця

607

Технічна характеристика станцій катодного захисту Номіналь­ Назва і тип

Макси­

на потуж­

мальна

н і с т ь , кВт

напруга, В

2

3

1

Максимальний струм,А

Джерело живлення

ККД, %

Виконання

З а х и с т від зовніш­ нього с е р е д о в и щ а

Параметри

4

5

6

7

8

9

А. Перетворювачі автоматичні, сі­ тьові і теристорно-діодні агрегати 1. ПАСК-М; ТДЕ-9

Автоматичні

СКЗ

1,2

48/24

12,5/25

220 В

65 (ПАСК) 63 (ТДЕ)

2. Те саме

2,0

96/42

21/42

220 В

70 75

3.

»

3,0

96/48

32/63

220 В

4.

»

5,0

96/48

20/104

220 В

Автоматичні регу­ лятори струму і потенціалу захисту

ПАСК-М-У-1 ТДЕ-ХЛ-1; 93

ІР23 захист від дощу під кутом 60°

4000 г. без проведення ремонтів

ІР23

те саме

65 67

ІР23

»

80 68

ІР23

те саме

Продовження, табл. 6-07 2

1

4

3

б

5

5. АРТЗ-1,2 АРПЗ-1,2

1,2

48/24

25/50

220 В

85 83

VI

бризкозахисне виконан­ ня з підви­ щеним захи­ стом

6. АРТЗ; АРПЗ-2

2,0

96/48

21/42

220 В

85 83

VI

те саме

7. АРТЗ; АРПЗ-3

3,0

96/48

32/62

220 В

85 83

VI

8. АРТЗ; АРПЗ-5

5,0

96/48

52/104

220 В

85 83

VI

Б. Неавтоматичні

станції

катодного

9

8

7

Р - 0,965 за 2 п.г.

те саме »

захисту

Перетворювачі сітьові 1.

пск-м

2. Те саме

48/24

1,2

2,0

96/48

25/50

21/42

220 В

220 В

1Р23 захист від дощу під кутом 60°

IV

60

65

VI

те саме »

3.

»

3,0

96/48

31/62

220 В

70

VI

4.

»

5,0

96/48

52/104

220 В

75

VI

4000 г. без проведення ремонтів

Продовження 1

2

і

4

5

6

7

8

Станції катодного захисту трубопро­ водів 5. СКЗТ-1500

1,5

60/30

25/50

220 В

65

VI

ІР23

6. СКЗТ-3000

3,0

60/30

50/100

220 В

65

VI

ІР23

7. СКЗ-М АКХ (модернізована)

5,0

96/48

52/104

220 В

73

VI

ІР23

8. Пристрій ка­ тодного захисту, високовольтний УКЗВ

4/8

48/24/23

100/200/400

6/10 кВ

VI

ІР23

9. Те саме, низь­ ковольтний УКЗН

4/8

48/24/12

100/200/400

220 В

VI

ІР23

те саме

табл. 9

6.07

Вихідними даними д л я розрахунку катодного захисту е п а р а м е т р и п р о е к т н и х с п о р у д і п и т о м и й опір грунту по трасі. П о в е р х н я і р у б о п р о в о д і в , які м а ю т ь к о н т а к т із газопро­ водом, визначається по [8]. 5 = яЕ(гі-0,

(6.12)

де 5 — поверхні г а з о п р о в о д і в , в о д о п р о в о д і в , теплопрово­ 2 дів, м ; сі — д і а м е т р и г а з о п р о в о д і в , в о д о п р о в о д і в , теплопрово­ дів, м; / — довжина дільниць газопроводів, водопроводів, т е п л о п р о в о д і в , м. П о с л і д о в н о в и з н а ч а ю т ь с я п о в е р х н і г а з о п р о в о д і в 5Г, в о д о п р о в о д і в 5 8 , т е п л о п р о в о д і в 5 Т , які п р о к л а д а ю т ь с я в каналах. Сумарна п о в е р х н я всіх т р у б о п р о в о д і в , е л е к т р и ч н о з в ' я з а н и х між собою, дорівнює: 25 = 5 г + 5 . - г - 5 т . В и з н а ч а є т ь с я питома в з а г а л ь н і й їх м а с і : водопроводів:

вага

поверхні

(6.13) кожної

споруди

в = ^ . 1 0 0 % ; теплопроводів: т= А _ .

ЮО % ;

г=^

100%.

газопроводів: •

В и з н а ч а є т ь с я г у с т и н а п о в е р х н і к о ж н о г о з трубопрово­ д і в , щ о п р и х о д и т ь с я н а о д и н и ц ю поверхні т е р и т о р і ї захис­ 2 ного району, м /га: для водопроводів: V-для

/=

для

•5 тер.

теплопроводів: •5 т е р .

газопроводів: 5Г •5 тер.

354

де 5 тер — п л о щ а т е р и т о р і ї , на я к і й п р о к л а д е н і трубопро­ 2 води, м . С е р е д н я г у с т и н а с т р у м у , н е о б х і д н о г о д л я з а х и с т у тру­ 2 бопроводів (мА/м ), визначається по формулі: / = 30 — ( 9 9 В - ( - 128

•

Т + 3 3 , 9 § + 3,33V + 3

+ 0,би + 4,96р) • Ю - ,

(6.14)

де р — п и т о м и й опір ґрунту, Ом • м. У в и п а д к у , к о л и н е м а є т е п л о п р о в о д і в , з н а ч е н н я коефі­ цієнтів Т і і д о р і в н ю є нулю. А н а л о г і ч н о к о е ф і ц і є н т и «В» і V д о р і в н ю ю т ь н у л ю при відсутності в о д о п р о в о д і в . Я к щ о з а х и щ а ю т ь т і л ь к и г а з о п р о в і д , т о д і с е р е д н я гус­ 2 т и н а с т р у м у (мА/м ) в и з н а ч а є т ь с я п о ф о р м у л і : 3

/ = 20,1 + ( 9 9 - 3 3 , 9 £ - 4 , 9 6 р ) . І О " .

(6.15)

Я к щ о з н а ч е н н я с е р е д н ь о ї густини с т р у м у , о д е р ж а н е п о 2 ф о р м у л а х , м е н ш е 6 мА/м , у п о д а л ь ш и х р о з р а х у н к а х 2 необхідно п р и й м а т и / = 6 мА/м . Сумарний захисний струм для забезпечення катодної п о л я р и з а ц і ї підземних споруд, розміщених у д а н о м у районі ( А ) : /=1,3 - / . 2 5 ,

(6.16) 2

де

/ — с е р е д н я густина струму, А/м ; 2 2 5 — с у м а р н а п о в е р х н я всіх т р у б о п р о в о д і в , м . К і л ь к і с т ь к а т о д н и х с т а н ц і й в и з н а ч а є т ь с я з у м о в опти­ мального розміщення анодів (наявність площадок д л я розміщення анодів), наявності джерел живлення, а т а к о ж з у р а х у в а н н я м того, щ о б сила с т р у м у к а т о д н о ї с т а н ц і ї н е б у л а б і л ь ш е 25 А. Тому к і л ь к і с т ь к а т о д н и х с т а н ц і й визна­ чається приблизно: «-•^

(6-17,

Після розміщення катодних установок на поєднаному плані перевіряють зону дії к о ж н о ї установки. Д л я цього п е р е в і р я ю т ь р а д і у с дії к а т о д н о ї у с т а н о в к и . *«„.,„ = 6 0 - ^ - ^ ,

(6.18)

де /кс — с т р у м к а т о д н о ї с т а н ц і ї , д л я я к о ї в и з н а ч а є т ь с я р а д і у с дії, А . П р и й м а є т ь с я п о х а р а к т е р и с т и ц і К С , вибра­ ній по д о в і д н и к у ; 12*

355

К — питома

Приклад

густина

споруд.

2>

6.2

(6.19)

В и з н а ч и т и п а р а м е т р и к а т о д н о г о з а х и с т у підземних с п о р у д на т е р и т о р і ї дільниці м і с ь к о ї м е р е ж і — к в а р т а л у ж и т л о в о ї забудови площею 1 2 га ( 4 0 0 X 3 0 0 м ) . Вихідні д а н і : сумісний г е о д е з и ч н и й п л а н т е р и т о р і ї р а й о н у в м а с ш т а б і 1 : 5 0 0 з н а н е с е н и м и п і д з е м н и м и спору­ д а м и . К о р о з і й н а а к т и в н і с т ь ґрунту р г = 2 0 О м - м . На території району захисту розміщені газопроводи н и з ь к о г о і с е р е д н ь о г о тиску, т е п л о п р о в о д и і в о д о п р о в о д и . Характеристика трубопроводів Теплопроводи

Газопроводи

Водопроводи /, м м

І), м м

/, ММ

О, м м

273

100

219

540

219

159

250

159

425

133

135

140

133

343

102

260

О, м м

• 108

1. В и з н а ч а є м о тепло-): 5Г = 3 , 1 4

.

поверхні т р у б о п р о в о д і в

( 0 , 2 1 9

.

5 4 0 + 0 , 1 5 9 =

5 „ = 3,14

•

( 0 , 2 7 3

•

•

( 0 , 2 1 9

•

£5

=

7 2 7 , 3

+

водо-

4 2 5 + 0 , 1 3 3

•

3 4 3 )

=

-

2 5 0 + 0 , 1 0 8

»

1 4 0 )

=

2

2 5 8 , 2

м ; •

1 3 5 + 0 , 1 0 2

•

2 6 0 )

=

2

м ;

7 8 , 4

2 5 8 , 2

(газо-,

м ;

1 5 5 + 0 , 1 3 3 =

155

2

7 2 7 , 3

1 0 0 + 0 , 1 5 9 =

5Т = 3 , 1 4

.

ММ

+

7 8 , 4

=

1064

2

м .

2 . В и з н а ч а є м о питому в а г у поверхні к о ж н о г о трубо­ п р о в о д у в з а г а л ь н і й їх масі ( % ) :

г

і00

=-1г-

в

=

І І М . 1064

т = 3 5 6

78,4 1064

.

69

= ;

100

= 2 4

1 0 0

=

7

;

.

3. В и з н а ч а є м о воду:

густину

поверхні

кожного

трубопро­

£ = ^ = 6 0 , 6 ^/га; у =

2 ^ = 2 1 , 5

,

Середня захисна

с

78,4

/ =

м7га;

г

2 /

= 6,5 м / г а .

густина с т р у м у :

/ = 3 0 - ( 9 9 • 2 4 + 1 2 8 • 7 + 33,9 - 60,6 + 3,33 • 21,5 + 3

2

+ 0,61 • 6,5 + 4,96 • 20) • 10~ = 24,5 мА/м . 4. Сумарний захисний струм: / = 1 , 3 • 0,0245 • 1064 = 33,9 А . 5. Кількість катодних станцій: -

33 9

-

25

= 1,34.

:

П р и й м а є м о 2 к а т о д н і с т а н ц і ї П С К - М - 1 , 2 зі с т р у м о м по /кс = 2 5 / 5 0 , н а п р у г о ю (7 = 4 8 / 2 4 , п о т у ж н і с т ю Л/==1,2 к В т з у р а х у в а н н я м 50 % з а п а с у на р о з в и т о к м е р е ж і . 6 . З н а х о д и м о р а д і у с дії к а т о д н о ї у с т а н о в к и . Д л я ц ь о г о в и з н а ч а є м о К: Л

-=-^1=88,7;

О д е р ж а н і р а д і у с и дії к а т о д н о ї с т а н ц і ї о х о п л ю ю т ь в с ю територію району захисту. По т а б л и ц і 3 [8] о б и р а є м о а н о д н е з а з е м л е н н я із ч а в у н н и х т р у б и = 150 мм, / = 1 0 м, о п о р о м р о з т і к а н н ю Я — 0,42 Ом у кількості « = 6.

6.5. ДРЕНАЖНИЙ ЗАХИСТ ТРУБОПРОВОДІВ

З а х и с т т р у б о п р о в о д і в від к о р о з і ї б л у к а ю ч и м и струма­ ми з д і й с н ю ю т ь з а в д я к и к о м п л е к с н о м у в и к о р и с т а н н ю ак­ т и в н о г о і п а с и в н о г о з а х и с т у : і з о л я ц і й н и м п о к р и т т я м , засо­ б а м и е л е к т р о х і м з а х и с т у ( д р е н а ж н и м и , к а т о д н и м и уста­ новками, протекторами, струмовідводами) та ізолюючими фланцями. 357

Р о з р а х у н о к д р е н а ж н о г о з а х и с т у повинен м а т и : — в и з н а ч е н н я вихідних д а н и х ; — вибір схеми з а х и с т у і м і с ц я у с т а н о в к и з а х и с н и х пристроїв; — в и з н а ч е н н я сили струму д р е н а ж н и х у с т а н о в о к і в и б і р типу д р е н а ж у ; — розрахунок перерізу д р е н а ж н о г о кабелю. Вихідні дані п о д ж е р е л а х б л у к а ю ч и х с т р у м і в : — схема ж и в л е н н я контактної мережі; — д о в ж и н а з б л и ж е н н я т р у б о п р о в о д у і електрифіко­ ваної залізниці; — м а к с и м а л ь н и й р о з р а х у н к о в и й струм н а в а н т а ж е н н я тягової підстанції ( Т П ) ; — т и п рейок на дільниці з б л и ж е н н я ; — кількість п а р а л е л ь н и х колій; — п о з д о в ж н і й опір р е й о к постійному с т р у м у ; — к і л ь к і с т ь ш п а л на 1 км колії. Вихідні д а н і щ о д о підземної с п о р у д и : — с е р е д н і й п и т о м и й опір ґ р у н т у в з д о в ж т р а с и тру­ бопроводу; — с т а н , вид і опір і з о л я ц і ї т р у б о п р о в о д у ; — відстань між трасою трубопроводу і електрифікова­ ною з а л і з н и ц е ю ; — глибина з а к л а д а н н я трубопроводу; — п о з д о в ж н і й опір 1 км т р у б и (на підставі д а н и х про Б, а, р с т а л і ) . 1. П о з д о в ж н і й опір рейки Р р при одноколійній лінії, Ом/м: * р - І £ ^ ;

(6-20)

д л я д в о к о л і й н о ї лінії:

<

6

-

2 1

2

д е р с т . — п и т о м и й опір сталі, О м - м м / м ; С р — м а с а о д н о г о м е т р а р е й к и , кг. 2. В е л и ч и н а перехідного о п о р у м і ж р е й к а м и і віддале­ н о ю т о ч к о ю з е м л і Р рп , Ом • м:

^-^ІГ^Где

358

(622)

а р — с т а л а п о ш и р е н н я с т р у м у в з д о в ж р е й к и , 1/м; Л е к в . — е к в і в а л е н т н и й р а д і у с рейок, щ о п р и й м а є т ь с я рів-

ним 1 м — д л я о д н о к о л і й н о ї і 2 м — д л я дороги [7]; / ? Р б — м і н і м а л ь н и й опір б а л а с т у , О м - м .

т

# р о =

А

двоколійної

рп

^—г- 'К6'КШ'К3- Кп,

(6.24)

де п — кількість ш п а л на 1 км колії (у м е ж а х 6 0 0 — 2400) ( 7 ] ; Ка—коефіцієнт б а л а с т у , рівний д л я : щ е б е н ю — 0,2; г р а в і ю — 1,6; піску — 1; К ш — к о е ф і ц і є н т с т а н у ш п а л , я к и й з а л е ж и т ь від їх н а с и ч е н н я , рівний д л я ш п а л , н а с и ч е н и х к р е о з о т о м / < ш = 1 ( д л я н о в и х ) і /(ш = 0,9 ( ч е р е з 5 — 8 р о к і в ) ; д л я ш п а л нен а с и ч е н и х /Сш = 0,9; н а с и ч е н и х хлористим ц и н к о м /Хш = = 0,5 ( д л я н о в и х ) і /<ш = 0,9 ( ч е р е з 2 — 3 р о к и ) ; Кз— к о е ф і ц і є н т з а б р у д н е н н я поверхні ш п а л і б а л а с т у : Кз—\ д л я чистої поверхні; /С3 = 0 , 8 ч - 1 д л я з а б р у д н е н о ї ґ р у н т о м ; /С3 = 0,1 1 — в у г і л л я м і ш л а к о м ; /Т3 = 0,2 — со­ ляними розчинами; Ка — к о е ф і ц і є н т , що з а л е ж и т ь від погоди і с е з о н у року при б а л а с т і : м о к р о м у / С „ = 1 ; сухому /(„ = 2,5 — 5; про­ м е р з л о м у /Сп = 1 0 — 100. 3. Д л я в и з н а ч е н н я а р і /?рп в и к о р и с т о в у ю т ь н о м о г р а м у (рис. 6.05), попередньо з н а й ш о в ш и допоміжні коефіцієнти 0 і б по ф о р м у л а х : 6

в=Щ*£- . ю ;

(6.25)

3

ІО

Рг

V

'

П е р е х і д н и й опір о г о л е н о г о т р у б о п р о в о д у , Ом • м, ви­ значається по формулі: я

"скв.

•а

^КИ^УаТ7^ де

с?екв

— еквівалентний

діаметр

(6.28) трубопроводу,

м;

О» — з о в н і ш н і й д і а м е т р т р у б и , м; А т — г л и б и н а з а к л а д е н н я т р у б и від поверхні з е м л і , м. 359

Рис. 6.05. Номограма для визначення величини а (або 1 — 6 = 5 , 2 - ^ 6 = 1 0 , 3 — б = 25, 4 — б = 50, 5 — 6 — 6 = 250,7 — 6 = 500,8 — 6 = 0,01,9 — 6 = 0,025, = 0,05, 1 1 — 6 = 0,1, 12 — 6 = 0,25, 13 — 6 = 0,5, 14 — 15 — 6 = 2,0, 16 — 6 = 3,0

сср). б = 100, 10 — 6= В = 1,0,

4 . П о рис. 6 . 0 6 з н а х о д и м о з н а ч е н н я к о е ф і ц і є н т і в к о р е л я ц і ї д р е н а ж н о г о с т р у м у А',, К2, А'.-<. Л'4, К5. 5. С и л у с т р у м у в д р е н а ж н і й м е р е ж і , А, в и з н а ч а ю т ь із у м о в и , що струм в и т і к а н н я з рейок е л е к т р и ф і к о в а н о ї з а л і з н и ц і в ґ р у н т с т а н о в и т ь не б і л ь ш як 20 % від с т р у м у тягової підстанції: /д=0,2./т„.

К2. К3. Л > Кь,

(6.29)

де К\ — коефіцієнт, що в р а х о в у є в і д с т а н ь м і ж трубопро­ водом ї електрифікованою залізницею; Кч — коефіцієнт, що в р а х о в у є в і д с т а н ь від трубопро­ воду до Т П ; Кз — к о е ф і ц і є н т , що в р а х о в у є тип і з о л я ц і й н о г о по­ криття; 360

Рис. 6.06. Коефіцієнти кореляції дренажного струму. 1 — Кі, 2 — А*-.. З — /Сз, 4 — /С4, 5 - А'., — коефіцієнт, що в р а х о в у є термін с л у ж б и трубо­ проводу; Кь — коефіцієнт, що в р а х о в у є кількість п а р а л е л ь н о вкладених трубопроводів. З н а ч е н н я коефіцієнта К3 д л я плівкових покриттів: о д н о ш а р о в е /(.з = 0,9; двошарове К 3 = 0,97. 6. Д р е н а ж н и й кабель підключають або до мінусової ш и н и Т П , або д о р е й о к колії через д р о с е л і колії. 381

Н е з а л е ж н о від способу п і д к л ю ч е н н я д р е н а ж н о г о к а б е 2 л ю й о г о п е р е р і з , мм , в и з н а ч а ю т ь і з р о з р а х у н к у , щ о сума п а д і н н я н а п р у г и в к а б е л і і н а к л а д е н о ї різниці п о т е н ц і а л і в « т р у б а — з е м л я » не повинна п е р е в и щ у в а т и різниці потен­ ціалів між трубопроводом і рейкою. 5=

р „ • /„,

(6.30)

де / к — д о в ж и н а д р е н а ж н о г о к а б е л ю , м; АС Д — д о п у с т и м е п а д і н н я н а п р у г и в д р е н а ж н і й ме­ р е ж і , В. П р и підключенні д р е н а ж н о г о к а б е л ю д о мінусової шини Т П : Ас/д=Ас/к. Д о п у с т и м е п а д і н н я н а п р у г и в д р е н а ж н о м у к а б е л і при п і д к л ю ч е н н і до мінусової шини ТП п р и й м а є т ь с я по табли­ ці 6 . 0 8 . Таблиця В і д с т а н ь між т р у б о п р о в о д о м і т о ч к о ю п і д к л ю ч е н н я до е л е к т р и ф і к о в а н о ї з а л і з н и ц і , км

В

6.08

од

0,5

1,0

2,0

3,0

10

11

12

13

14

П р и підключенні д р е н а ж н о г о к а б е л ю д о відсмокту­ в а л ь н и х ф і д е р і в необхідно в р а х о в у в а т и п а д і н н я н а п р у г и на фідері, В: Ас/д = Ас/к + Ас/ф,

(6.31)

де АІІф — п а д і н н я н а п р у г и на в і д с м о к т у в а л ь н о м у фіде­ рі — за д а н и м и у п р а в л і н н я е л е к т р и ф і к о в а н и х з а л і з н и ц ь . [7]; А 1 / к — д о п у с т и м е п а д і н н я н а п р у г и у д р е н а ж н о м у ка­ белі, В; З н а ч е н н я АІІК б е р е м о з т а б л и ц і 6.09. Таблиця

362

609

Відстань між т р у б о п р о в о д о м і електрифікованою з а л і з н и ц е ю , км

0,5

1,0

2,0

3,0

ДІЛ:, В

3

5

6

7

Приклад

6.3

Розрахувати дренажний захист трубопроводу. Вихідні д а н і : 1. Д о в ж и н а з б л и ж е н н я електрифікованої залізниці з трубопроводом — 2 км. 2. М а к с и м а л ь н и й розрахунковий струм н а в а н т а ж е н н я т я г о в о ї п і д с т а н ц і ї — 1500 А. Н а в а н т а ж е н н я — р і в н о м і р н о розподілене. 3. Тип рейок на дільниці з б л и ж е н н я Р — 50. Ш л я х одноколійний. Е к в і в а л е н т н и й р а д і у с р е й о к г)екв = 1 м. Питомий опір трубної сталі при 2 9 3 °К 2 рст = 0,245 Ом • м м / м . М а с а о д н о г о м е т р а рейки С?р = 51,5 кг. 4. К і л ь к і с т ь ш п а л на 1 км ш л я х у п = 1600. Стан верхньої споруди шляху ЛГе = 1,6; Кш = 0,9; / ( з = 0 , 5 ; Ки = 2. 5. П и т о м и й опір Грунту р г = 20 Ом • м. 6. З о в н і ш н і й д і а м е т р т р у б и £)„ = 1020 м м . Глибина з а к л а д е н н я пт = 1 , 1 м. Т о в щ и н а стінки 6 = 1 2 м м . 6 П о з д о в ж н і й опір трубопроводу Р т = 6,45 • 1 0 ~ О м / м [ 7 ] . 2 7. П е р е х і д н и й опір ізоляції /? п ==5000 Ом • м = = 1560 О м - м [ 7 ] . Вид покриття — плівкове, д в о ш а р о в е , 8. В і д с т а н ь м і ж т р а с о ю т р у б о п р о в о д у і з а л і з н и ц е ю , к м : у ж = 0,5 к м ; від т р у б о п р о в о д у до ТП — 1 к м ; д о в ж и н а плеча п е р е д б а ч е н о ї з о н и з а х и с т у д р е н а ж н о ї у с т а н о в к и Ь к = 1 , 5 км. 9. С т р у м о р о з п о д і л е н н я — із стійкою а н о д н о ю з о н о ю . 10. К і л ь к і с т ь н и т о к т р у б о п р о в о д у — 1. Д л я в и з н а ч е н н я величини п е р е х і д н о г о о п о р у /?рп і с т а л о г о п о ш и р е н н я с т р у м у гхр н е о б х і д н о в и з н а ч и т и міні­ мальний /?р6

опір =

баласту: ' 1.6 • 0,9 • 0,5 • 2 = 2 1 6 0 О м • м.

В и з н а ч а є м о п о з д о в ж н і й опір п

4,7 • 0,245

о о

Д о п о м і ж н і коефіцієнти в і б:

рейки: , п - 5 ,~,

/

П о н о м о г р а м і ( р и с . 6 . 0 5 ) з н а х о д и м о а р і /?, а р = 0,085 • Ю "

3

.1/м;

/?,,,, =-- 3 • 10' О м - м . П е р е в і р я є м о з н а ч е н н я Ярп із ф о р м у л и :

, у

*

рн

звідки: 2,2 . 1 0 '

Яри —

5 3 2

(0,085 » І О " )

а

= 3 0 5 5 Ом • м.

З н а ч е н н я с т а л о ї п о ш и р е н н я с т р у м у в з д о в ж т р у б и ви­ з н а ч а є т ь с я по формулі:

де Я„ — перехідний опір і з о л я ц і ї , Ом • м. З г і д н о [ 7 ] р е к о м е н д у є т ь с я п р и й м а т и : д л я трубопрово­ 2 дів і з о л ь о в а н и х бітумною і з о л я ц і є ю /?„ = 3 0 0 0 Ом « м ; 2 д л я трубопроводів із полімерним п о к р и т т я м /?„ = 5 0 0 0 Ом • м ( З н а ч е н н я А", п і д с т а в л я є т ь с я в О м - м ) .

а =

V

6,45 • 10~ 1560

6 = 6,4

• КГ

5

1/м.

П О р и с . 6.06 з н а х о д и м о к о е ф і ц і є н т и к о р е л я ц і ї д р е н а ж ­ ного струму: /(, = 0,7 при уж = 0,5 к м ; К 7 = 0,4 при відстані від т р у б о п р о в о д у д о Т П 1 км.;

К3

=

0,97;

/ { 4 = І для даного трубопроводу; Л5 = 0 Д Сила струму д р е н а ж н о ї мережі: /Я = 0 , 2

• 1500 • 0,7 • 0,4 •

0 , 9 7

• 1 •

0,8

= 65,2

А.

П е р е р і з д р е н а ж н о г о к а б е л ю при А11 = З В і п и т о м о м у 2 опорі м а т е р і а л у п р о в о д і в рм = 0 , 0 2 8 Ом • мм : 5

3 6 4

=

65.2

З

2

« 0,028 • 5 0 0 = 304 мм .

Рис. 6.07. Захист трубопроводу одиночними протекторними уста­ новками. а - схема захисту трубопроводу одним протектором, 6 — коиьа розподілу різниці потенціалів «труба — з е м л я » в з д о в ж т р у б о п р о в о д у , з а л и ш е н о г о д е к і л ь к о м а одиноч­ ними п р о т е к т о р а м и ; / — протектор. 2 — а к т и в а т о р , 3 — коитрольно-вимірювальний пункт. 4 — провідник. 5 — т р у б о п р о в і д . 6 — крива розподілу різниці потенціалів «труба — земля» вздовж трубопроводу; /,ЗП—довжина дільниці трубопроводу, щ о з а х и щ а є т ь с я о д н и м п р о т е к т о р о м , Ое— п р и р о д н а р і з н и ц я п о т е н ц і а л і в « т р у б а — г м земля», ^ , — мінімальна накладена різниця потенціалів «труба — земля». ІІШ— з а х и с н а р і з н и ц я п о т е н ц і а л і в « т р у б а — з е м л я »

6.6.

Протекторний

захист трубопроводів

П р о т е к т о р н и й з а х и с т м о ж е бути з д і й с н е н и й одиночни­ ми а б о г р у п о в и м и у с т а н о в к а м и ( р и с . 6.07, 6 . 0 8 ) . Вибір схеми — з у р а х у в а н н я м к о н к р е т н и х у м о в п р о к л а д е н н я . Рекомендується застосовувати протектори в групових у с т а н о в к а х із-за п е р е в а г : з р у ч н і с т ь к о н т р о л ю , м е н ш а вар­ тість б у д і в е л ь н о - м о н т а ж н и х робіт, п р о с т і ш а е к с п л у а т а ц і я . 365

Рис. 6.08. Захист трубопроводів груповими протекторними установками. 1

а — с х е м а з а х и с т у т р у б о п р о в о д у груповими протекторними установками, б — крива розподілу різниці потенціалів «труба — земля» вздовж трубопроводу, що захищається групою протекторів; Се—природна різниця потенціалів «труба — земля», — мінімальна накладена різниця потенціалів «труба — земля». групи протекторів, і)и — з а х и с н а різниця

Ізг—довжина потенціалів

захисної зони «труба — земля»

К о м п л е к т н і п р о т е к т о р и — це м а г н і є в і а н о д и ПМ5, П М 1 0 , П М 2 0 , р о з м і щ е н і р а з о м і з п о р о ш к о п о д і б н и м акти­ ватором у бавовняні мішки. (Розмір і маса анодів у табл. 6.10). Комплектні протектори випускають трьох типів (табл. 6.11). 366

Таблиця 6.10 Характеристика анодіс Розміри, мм

ПМ5 ПМ10 ПМ20

Робоча поверхня,

М а с а , кг

Т и п анода умовний діаметр

довжина

95 123 181

500 600 610

5 10 20

0,16 0,23 0,35

Таблиця

611

Типи і розміри комплектних протекторів Т и п комплектного про­ те ктора

ПМ5У ПМ10У ПМ20У

Розміри, м м М а с а , кг діаметр

довжина

165 200 270

580 700 710

іб зо 60

При р о з р а х у н к а х п р о т е к т о р і в т и п у П М 5 У ; П М 1 0 У ; ПМ20У рекомендується приймати такі п а р а м е т р и : Стаціонарний потенціал, В —1,6 Теоретична струмовіддача, А-год/кг 2330 ККД: із с п л а в у М П 1 0,65 із с п л а в у М П 2 0,60 П и т о м и й е л е к т р и ч н и й опір а к т и в а т о р а , О м - м 1,6 Р о з р а х у н о к о д и н и ч н и х п р о т е к т о р н и х у с т а н о в о к поля­ гає у визначенні: опору ланцюга «протектор — труба»; сили с т р у м у в л а н ц ю г у « п р о т е к т о р — т р у б а » ; д о в ж и н и дільниці трубопроводу, що захищається одним протектором; терміну служби протектора. Опір л а н ц ю г а « п р о т е к т о р — т р у б а » , О м :

де

# „ т = Я „ р . + ЯР

(6.32)

/?пр. = р м « ^ ,

(6.33)

опір п р о в о д і в л а н ц ю г а , О м ; 2 р„ — питомий опір п р о в о д і в , О м - м м / м ( д л я 0,0175; д л я а л ю м і н і ю — 0 , 0 2 8 ) ; / е — д о в ж и н а з ' є д н у в а л ь н о г о п р о в о д у , м; / ? „ р . —

МІДІ —

367

5 — п е р е р і з проводу, мм ; /?р — опір р о з т і к а н н ю о д н о г о п р о т е к т о р а , О м . П р и в и з н а ч е н н і з н а ч е н н я /?р, О м , д л я п р о т е к т о р і в типу ПМ5У, ПМ10У, ПМ20У використовується спрощена формула: /?Р = А • рг + Б, де А і Б — коефіцієнти, що з а л е ж а т ь від р о з м і р і в про­ текторів. Усереднені з н а ч е н н я коефіцієнтів А і Б при у с т а н о в ц і п р о т е к т о р і в на глибину до 2,5 м п о д а н о в т а б л и ц і 6.12. Таблиця

6.12

Значення коефіцієнтів А і В

Т и п протектора

З н а ч е н н я коефіцієнтів Л

Б

ПМ5У

0,56

0,24

ПШОУ

0,47 0,40

0,І8

ПМ20У

Максимальна труба», А:

сила

струму

0,15

в ланцюгу

«протектор

-С • 5„

Мінімальна земля», В:

накладена

різниця

потенціалів

(6.34) «труба —

(6-35)

г/тм = ( / . - £ / , .

д е ' ІІМ — м і н і м а л ь н а ба — з е м л я » . В;

захисна (і/.

різниця

0.87

потенціалів

«тру­

В);

£/ е — п р и р о д н а р і з н и ц я п о т е н ц і а л і в « т р у б а — з е м л я » , В; К — коефіцієнт н е р і в н о м і р н о с т і р о з м і щ е н н я різниЦІ по­ т е н ц і а л і в « т р у б а — з е м л я » в з д о в ж т р у б и . К= 1,15 [ 7 ] ; 2

5 „ — р о б о ч а поверхня протектора ( а н о д а ) , м (табл. 6.(0); С — коефіцієнт, я к и й в р а х о в у є п о л я р и з а ц і ю протек­ тора: 2

(С = 0,064 В/м )

[7];

ІІ„ — с т а ц і о н а р н и й п о т е н ц і а л п р о т е к т о р а , В. 368

Я к щ о невідомі з н а ч е н н я ІІа і И<ь при в и к о р и с т а н н і м а г н і є в и х п р о т е к т о р і в , т о р і з н и ц я ІІ„—і/е п р и й м а є т ь с я р і в н о ю 1 В. Д о в ж и н а дільниці трубопроводу, м, я к а з а х и щ а є т ь с я о д н и м п р о т е к т о р о м н а кінець п л а н о в о г о п е р і о д у з а х и с т у : < з " = де

Т — плановий

(6-36)

період захисту,

роки;

/ ? п н — п о ч а т к о в е з н а ч е н н я п е р е х і д н о г о о п о р у трубо­ п р о в о д у , Ом • м; V — к о е ф і ц і є н т , що х а р а к т е р и з у є ш в и д к і с т ь зміни пе­ р е х і д н о г о о п о р у в ч а с і , н е о б х і д н о п р и й м а т и 7 = 0,125 1/р; (У3 — з а х и с н а

різниця потенціалів «труба—земля»,

В

(фактично вимірювана). К і л ь к і с т ь п р о т е к т о р і в , необхідних д л я з а х и с т у д і л ь н и ц і т р у б о п р о в о д у , шт. : (6.37)

N=-^, де

13 — д о в ж и н а дільниці трубопроводу, який підлягає

захисту, м. Термін служби протектора, роки: т

0„- д • ті„' /середи.

ЧІ

(6.38)

• 8760

де

0„ — м а с а п р о т е к т о р а , к г ; Я — теоретична струмовіддача матеріалу протектора, А-год/кг; тії — к о е ф і ц і є н т в и к о р и с т а н н я м а т е р і а л у п р о т е к т о р а . Д л я протекторів П М 5 ; П М 1 0 ; П М 2 0 з і сплаву М П 1 і М П 2 п р и й м а є т ь с я р і в н и м 0,9; г)„ — К К Д п р о т е к т о р і в . В и з н а ч а є т ь с я з г р а ф і к а ( р и с . 6.09) залежності К К Д комплектних протекторів від а н о д н о ї густини с т р у м у . 2 Анодну густину струму, А/м , в и з н а ч а ю т ь по формулі: /

П

(6.39)

= - ^ Ч

е

Середи. — с е р е д н я сила струму в л а н ц ю г у «протектор — т р у б а » з а п л а н о в и й період ч а с у ( т ) , А ;

Д

'сер.™.

13

7—1120

г

. г . /?„т

*

1П

/ ? л н + я п т . д . от. /зп

"

Ь 4и

< - >

369

і

0,65

2

— 0,Ь5 ОМ

01 0,4 0,6 Дв ір

г 1,2 1Л 1,6 1,в 2/7 !пЛ/м

Рис. 6.09. Залежність ККД (цп) комплектних протекторів від анодної густини струму (/„): / — зі с п л а в у МІ І - 1 , 2 — зі с п л а в у М П - 2

Якщо

при

розрахунку

термін

служби

протектора

Т

о т р и м у є т ь с я м е н ш е з а п л а н о в а н о г о , то д о в ж и н у /зп с л і д п е р е р а х у в а т и в і д п о в і д н о до р о з р а х у н к о в о г о Т. При розрахунку ґрунтових протекторних установок к і л ь к і с т ь п р о т е к т о р і в у групі д л я з а б е з п е ч е н н я з а х и с т у м а є бути: (6.41) де

Р — площа

Р=

захисту,

2

м . а: • ігпн • я • й • і,

(ц„-ие-к • ип„-с • 5„) • гіе

(6.42)

д е тіе — к о е ф і ц і є н т е к р а н у в а н н я п р о т е к т о р і в ( р и с . 6.10, 6 . 1 1 ) . З а л е ж н і с т ь к о е ф і ц і є н т а е к р а н у в а н н я (т]е) протекто­ рів П М від кількості ї х у г р у п і п о д а н о н а р и с . 6 . 1 0 . О д е р ж а н у розрахунком кількість протекторів перевірити по номограмі (рис. 6.12).

можна

П р и к л а д 6.4 Визначити кількість протекторів типу П М 1 0 із с п л а в у М П 1 , н е о б х і д н у д л я з а х и с т у к о ж у х а т р у б о п р о в о д у довжи­ ною / 3 = 20 м на т е р м і н 10 р о к і в . Діаметр

кожуха

йт

= 1020 м м ;

природний потенціал трубопроводу ( У е = — 0 , 6 В; 370

V .г 7 з /г гз & /7

жгг&зі^/ґ

Рис. 6.10. Залежність коефіцієнта екранування (тіе) протекторів ПМ5У від кількості (Щ їх у групі. а — с х е м а у с т а н о в к и п р о т е к т о р і в , б — криві з а л е ж н о с т і

екранування

.---.в. 5

6

-7Г = ' =

го

і,

протектора,

2—~

при

різному 3

=12,

6 —

7

(А — г л и б и н а

~

коефіцієнта

. а. І.

відношенні=10,

г- = 3 , установки,

4

-77=

8

2

-7Г= ' 4 — діаметр

/а — д о в ж и н а к о м п л е к т н о г о п р о т е к т о р а , стань м і ж протекторами в групі)

комплектно­ а — від­

п о ч а т к о в е з н а ч е н н я п е р е х і д н о г о о п о р у « т р у б а — зем­ л я » Ят = 531 О м • м при з а д а н и х з н а ч е н н я х р г і О ( т а б л . 6 . 0 5 ) ; ізоляція бітумна; р г = 20 Ом • м;

/ с = 4 м;

2

5 = = 2 , 5 мм .

1. О п і р п р о в о д і в л а н ц ю г а , О м , з н а х о д и м о по ф о р м у л і 6.33: Кпр. = 0,0175 = 0 , 0 2 8 Ом із*

371

З

5

7

&

//

ІЗ 15 /г /9 2/ 23 2*272*3/^'//'

Рис. 6.11. Залежність коефіцієнта екранування (т]е) протекторів ПМ10У, ПМ20У від кількості {Щ їх у групі. о —схема

у с т а н о в к и п р о т е к т о р і в , б — криві

відношенні

_

Ль— д і а м е т р

(я—глибина комплектного

1--^-=16,

установки, протектора,

2 — £ = 1 2 ,

залежності

/„—довжина а—відстань

3 - ^ = 1 0 ,

коефіцієнта комплектного

між

при

різному

протектора.

протекторами

в

групі)

4 - - ^

2. О п і р р о з т і к а н н ю о д н о г о п р о т е к т о р а , Ом — по фор­ мулі 6: Я р = 0,47 « 2 0 + 0,18 = 9,58 О м . 3. О п і р л а н ц ю г а « п р о т е к т о р — т р у б а » : Я пт = 0 , 0 2 8 + 9 , 5 8 = 9,61 О м . 372

Рис. 6.12. Номограма для визначення кількості протекторів (/V) у групі. Т — плановий строк с л у ж б и , £ - — д о в ж и н а дільниці т р у б о п р о в о д у , з а х и щ а т и , йі — д і а м е т р т р у б о п р о в о д у 3

4. М і н і м а л ь н а н а к л а д е н а р і з н и ц я ба — з е м л я » , В — по ф о р м у л і 6 . 3 5 :

яку

необхідно

потенціалів

«тру­

с/„ м = 0 , 8 7 - 0 , 6 = 0,27 В. 5. М а к с и м а л ь н а с и л а с т р у м у в л а н ц ю г у « п р о т е к т о р — т р у б а » , А — по ф о р м у л і 6.34: , /п-

1 , 6 - 0 , 6 - 1 , 1 5 • 0,27-0,064 • 0,23 _ Л П 7 » и,ш а.

6. Д о в ж и н а дільниці один протектор: ^зп

Де

Рпн =

трубопроводу,

м,

яку захищає

0,07 • 531 •{е= 11 М, 1,15 • 0,27 • 3,14 • 1,02 1700 = 531 О м • м. 3,14 • 1,02 373

7. Необхідна

кількість п р о т е к т о р і в :

П р и й м а є м о Л/ = 2 шт. 8. Середня витиме:

сила

/

струму

=

'середи.—

за

7 = 10

час

1 , 6 - 0 . 6 - ( 0 , 0 6 4 . 0,23) 0,125 •

25

густина

струму,

у

10 • 9,61

X ІП 531+[9.61 -3,14 • 1,02- 11 - (є"' А 531+(9,61 • 3,14 • 1,02 • 11)

9. А н о д н а

р о к і в стано­

'")]

. 0054 —".УМ

д

2

А/м : 2

/ п = - ^ - = 0 , 2 3 9

А/м .

По цій густині с т р у м у о б и р а є м о з н а ч е н н я г)п за графі­ ком

(рис.

6.09): Лп = 0 , 6 0 .

1 0 . Термін с л у ж б и п р о т е к т о р а в р о к а х : Т=

Ю- 2 3 3 0 . 0,60 . 0,9

= 2 6 5

0,054 - 8760

'

Н

*

Р о з р а х о в а н а кількість п р о т е к т о р і в N = 2 . з а б е з п е ч и т ь захист із великим запасом за терміном служби.

ЛІТЕРАТУРА 1. РгакІізсЬег Ьеіїїасіеп їиг сіеп каіпошзсЬеп Когго5іоп55сЬиІ2 (Ргііесі іп О е г т а п у ) — 1991. 2. Улиг Г. Г., Реви Р. У. Коррозия и борьба с н е й . — Л . : Химия, 1989. 3. Волков М. М., Михеев А. Л., Конев К- А. Справочник работника газовой промьішленности.— М.: Недра, 1989. 4. ТУ 88 Украйна 088.006—93. 5. ГОСТ 9.602—89.— М., 1989. 6. Стрижевский И. В., Зинович А. М., Никольский К. К. Защита металлических сооружений от коррозии.— М.: Недра, 1981. 7. Инструкция по проектированию и расчету 3 X 3 магистральиьіх трубопроводов и промьісловьіх обт>ектов (ВСН 2106-78).—М.: Миннефтегазстрой, 1980. 8. Сборник руководящих материалов по защите подземньїх трубопроводов от коррозии.— Л . : Недра, 1987. 374

ЧАСТИНА

II.

СКЛАДИ

НАФТИ

І НАФТОПРОДУКТІВ

Розділ

7.

ЗБЕРІГАННЯ НАФТИ ДУКТІВ

І

НАФТОПРО­

7.1. ФІЗИКО-ХІМІЧНІ ВЛАСТИВОСТІ НАФТОПРОДУКТІВ

До основних фізико-хімічних властивостей н а ф т и і н а ф т о п р о д у к т і в , які в п л и в а ю т ь н а т е х н о л о г і ю з б е р і г а н н я та зливально-наливні операції, відносяться випарюваність, т и с к н а с и ч е н и х п а р і в , г у с т и н а , в ' я з к і с т ь , т е п л о в е р о з ш и р е н н я , т е п л о є м н і с т ь , т е п л о п р о в і д н і с т ь , вогне- і вибухонебезпечність, здатність до електризації, токсичність. Випарюваність — з д а т н і с т ь н а ф т о п р о д у к т і в випарову­ ватися, тобто переходити з рідкого стану в газоподібний при т е м п е р а т у р і , м е н ш і й від т е м п е р а т у р и к и п і н н я , п р и д а н о м у т и с к у . Н а ф т о п р о д у к т и в и п а р о в у ю т ь с я при будьяких температурах і тисках доти, доки газовий стан простору н а д продуктом не буде повністю насичений парами. Швидкість випаровування, або випарюваність н а ф т о п р о д у к т і в , з н а ч н о з а л е ж и т ь від т и с к у н а с и ч е н и х парів, фракційного складу, середньої температури кипіння і коефіцієнта дифузії. Насиченою парою якої-небудь речовини називається т а к а п а р а , я к а при д а н і й т е м п е р а т у р і м а є м а к с и м а л ь н и й т и с к і густину. Б у д ь - я к а п а р а , о д е р ж а н а д о м о м е н т у н а с и ч е н н я , м о ж е н а з и в а т и с я н е н а с и ч е н о ю . Ш в и д к і с т ь ви­ паровування палива практично визначається парціальним т и с к о м п а р і в і т и с к о м н а с и ч е н и х п а р і в . Я к щ о т и с к насиче­ них п а р і в при д а н і й т е м п е р а т у р і в и щ е п а р ц і а л ь н о г о т и с к у п а р і в при цій ж е т е м п е р а т у р і , т о п а л и в о буде випарову­ в а т и с я т и м інтенсивніше, ч и м б і л ь ш а ц я р і з н и ц я . Тиск насиченої пари — це т и с к , у т в о р е н и й п а р о в о ю ф а з о ю , я к а з н а х о д и т ь с я у р і в н о в а з і з р і д и н о ю при певній температурі. Д л я нафти і нафтопродуктів тиск насичених п а р і в з а л е ж и т ь не т і л ь к и від т е м п е р а т у р и , а л е й від с к л а д у п а р о в о ї і р і д к о ї ф а з і їх с п і в в і д н о ш е н н я . О д н а к к о ж н і й т е м п е р а т у р і в і д п о в і д а є свій т и с к н а с и ч е н и х п а р і в , п р и ч о м у чим в и щ а температура, тим більший тиск 375

н а с и ч е н и х п а р і в . Т и с к ( в П а ) н а с и ч е н и х п а р і в найпоши­ реніших нафтопродуктів коливається у таких м е ж а х : до 4 4 9 , 3 3 - 1 0 — а в т о б е н з и н и , > 4 , 8 - 10 — а в і а б е н з и н и ; 0 , 5 3 Х 4 4 4 4 Х Ю - Ь 0 , 8 - 1 0 — т р а к т о р н и й г а с ; 0,08 • 10 4 - 0 , 1 3 • 10 — дизельне пальне. Г у с т и н о ю р е ч о в и н и ( р ) н а з и в а є т ь с я м а с а ї ї в одиниці 3 3 3 о б ' є м у . Густину м о ж н а в и м і р ю в а т и в к г / м , т / м , г/см . При операціях із нафтопродуктами часто користуються б е з р о з м і р н о ю в е л и ч и н о ю — . в і д н о с н о ю густиною, я к а ви­ р а ж а є відношення маси будь-якого об'єму нафтопродукту п р и т е м п е р а т у р і Т до м а с и т а к о г о ж о б ' є м у води з т е м п е р а т у р о ю 277 " К І Р ^ ) - З в и ч а й н о д л я х а р а к т е р и с т и к и н а ф т о п р о д у к т і в в и к о р и с т о в у ю т ь відносну густину при 293 ° К ( р ! $ : 93

7

р27 7 = Р2 77 + а ( 7 ' - 2 9 3 ) ,

де

р277 — в і д н о с н а

густина

нафтопродукту

(7.01)

при

заданій

температурі; а — середня температурна поправка [3]. В'язкість — це в л а с т и в і с т ь рідин, г а з і в н а д а в а т и опір п р и п е р е м і щ е н н і о д н і є ї ч а с т и н и рідини в і д н о с н о д р у г о ї під дією зовнішніх сил. Р о з р і з н я ю т ь динамічну, кінематичну й у м о в н у в ' я з к і с т ь . В е л и ч и н а , о б е р н е н а д и н а м і ч н і й в'яз­ кості, н а з и в а є т ь с я текучістю. К і н е м а т и ч н а в ' я з к і с т ь V — це в і д н о ш е н н я д и н а м і ч н о ї в ' я з к о с т і р до густини р при температурі визначення ^ = р,/р). Крім т о г о , в и к о р и с т о в у є т ь с я т а к з в а н а в і д н о с н а в'яз­ к і с т ь — рУм-о— в і д н о ш е н н я в ' я з к о с т і д а н о ї р і д и н и д о в'яз­ кості води при тій ж е т е м п е р а т у р і . Зі збільшенням температури в'язкість нафтопродуктів зменшується. П р и певних температурах її визначають по в'язкісно-температурних кривих, о д е р ж а н и х на підставі л а б о р а т о р н и х в и м і р ю в а н ь . П р и відсутності т а к и х к р и в и х в'язкість м о ж н а визначити по емпіричних формулах. Найбільше поширення для практичних розрахунків одержала формула Вальтера: ІЄ • \ц (у + а)=А-В І£ Т.

(7.02)

Д л я б і л ь ш о ї ч а с т и н и м а с е л р е з у л ь т а т и , о д е р ж а н і при р о з р а х у н к у по цій ф о р м у л і , с п і в п а д а ю т ь із р е з у л ь т а т а м и п р а к т и ч н и х в и м і р ю в а н ь при з н а ч е н н і а = 0,6. Д л я аналітичних розрахунків застосовують простішу формулу Рейнольдса: *=>-?хрІ-г/іТ-/)]. 376

(7.03)

е

Д , у е * х р — з н а ч е н н я к і н е м а т и ч н о ї в ' я з к о с т і при темпера­ турі Т. З н а ч е н н я к о е ф і ц і є н т і в II, А, В в и з н а ч а ю т ь із н а в е д е н и х формул по двох заданих значеннях в'язкості. При змішуванні нафтопродуктів часто приходиться в и з н а ч а т и в'язкість суміші. Н а б л и ж е н о в ' я з к і с т ь суміші д в о х н а ф т о п р о д у к т і в мож­ на визначити по формулі:

(т.

+

т^.ц,

(7М)

де тх і т 2 — маси взятих нафтопродуктів; Мч ' М-2— в ' я з к і с т ь к о м п о н е н т і в .

Коефіцієнт теплопровідності н а ф т о п р о д у к т і в визнача­ ється по формулі Крего-Сміта: 1= А І І 7 _ . ( 1 - 0 , 5 4 • 10

3

• /).

(7.05)

П р и о р і є н т о в н и х з н а ч е н н я х X м о ж н а п р и й м а т и в інтер­ в а л і 0 , 1 — 0 , 1 6 В т / ( м • К).

Теплове розширення і теплоємність — властивості на­

ф т о п р о д у к т і в при їх н а г р і в а н н і й о х о л о д ж е н н і . П р и нагрі­ ванні нафтопродукту збільшується його об'єм — теплове р о з ш и р е н н я , я к е необхідно в р а х о в у в а т и при транспорту­ ванні нафтопродуктів, наливі вагонів-цистерн і танкерів, заповненні резервуарів. Теплове р о з ш и р е н н я характери­ з у є т ь с я к о е ф і ц і є н т о м о б ' є м н о г о р о з ш и р е н н я , т о б т о додат­ ковим об'ємом [ 3 ] . Д л я в и з н а ч е н н я о б ' є м у рідини а б о з б і л ь ш е н н я о б ' є м у з а л е ж н о від зміни т е м п е р а т у р и к о р и с т у ю т ь с я ф о р м у л а м и : Ут=1/0 • ( 1 + р Д Г ) ; ДУ=Ут_У0;

(7.06)

АТ=Т-Т0.

де У т — кінцевий о б ' є м при т е м п е р а т у р і Т: І/0 — п о ч а т к о в и й о б ' є м рідини; Р* — к о е ф і ц і є н т о б ' є м н о г о р о з ш и р е н н я п р о д у к т у ; ДУ — р і з н и ц я м і ж к і н ц е в и м і п о ч а т к о в и м о б ' є м а м и ; АГ — р і з н и ц я т е м п е р а т у р — к і н ц е в о ї ( Г ) і п о ч а т к о в о ї (Т0). °К. П р и т е п л о в и х р о з р а х у н к а х н е о б х і д н о в р а х о в у в а т и теп­ лоємність СР — кількість т е п л о т и , необхідну д л я підви­ щення температури одиниці маси нафтопродукту на 1 °К: С = ДкЕ- • (762 + 3,39 Т). у р293

(7.07) 377

де Т — т е м п е р а т у р а , п р и я к і й в и з н а ч а є т ь с я теплоєм­ ність °к. Д л я п р и й н я т о г о при н а г р і в а н н і н а ф т о п р о д у к т і в інтер­ в а л у т е м п е р а т у р т е п л о є м н і с т ь з м і н ю є т ь с я у в у з ь к и х ме­ жах: С р = 1675-=-2095 Д ж / ( к г - ° К ) . Вогненебезпечність н а ф т о п р о д у к т і в х а р а к т е р и з у є т ь с я т е м п е р а т у р о ю с п а л а х у п а р і в , п р и якій п а р и н а ф т о п р о д у к ­ ту, н а г р і т о г о при п е в н и х у м о в а х , у т в о р ю ю т ь з н а в к о л и ш ­ нім п о в і т р я м суміш, я к а с п а л а х у є при піднесенні д о неї відкритого полум'я. Н а ф т о п р о д у к т и з т е м п е р а т у р о ю с п а л а х у 334 °К і н и ж ч е відносяться до легкозаймистих, вище 334 °К — до горючих. Т е м п е р а т у р а , при якій н а ф т о п р о д у к т и при піднесенні відкритого полум'я горять, називається температурою з а й м а н н я . Д л я нафтопродуктів вона на 10—50 °К вища температури спалаху.

Температурою самозаймання н а з и в а ю т ь т е м п е р а т у р у н а г р і в а н н я н а ф т о п р о д у к т у , при якій його п а р и з а й м а ю т ь ­ с я без п і д н е с е н н я в і д к р и т о г о п о л у м ' я . Ц я т е м п е р а т у р а з н а ч н о в и щ а т е м п е р а т у р и с п а л а х у . Н а п р и к л а д , д л я бензи­ нів в о н а с т а н о в и т ь 4 9 8 — 5 4 8 °К, д л я д и з е л ь н и х п а л и в — 5 1 3 — 5 1 8 °К і д л я г а с і в — 5 3 3 — 5 3 8 °КЗ а л е ж н о від т е м п е р а т у р и с а м о з а й м а н н я в с т а н о в л е н о , п'ять груп вибухонебезпечних сумішей: 7 ,>723°К; 2 Г = 5 7 3 - 7 2 3 °К; 7 3 = 4 7 3 - 5 7 3 °К; 7 4 = 4 0 8 - 4 7 3 °К; 7 5 = 3 7 3 - 4 0 8 °К. Вибуховість н а ф т о п р о д у к т і в з а л е ж и т ь в і д співвідно­ ш е н н я с у м і ш і його п а р і в і з п о в і т р я м . П а р и л е г к о з а й м и с т и х рідин в і д н о с я т ь с я д о вибухоне­ б е з п е ч н и х , я к щ о т е м п е р а т у р а с п а л а х у п а р і в цих рідин 3 1 8 °К і н и ж ч а . П а р и л е г к о з а й м и с т и х і горючих рідин із температурою спалаху вище 318 °К відносяться до пожежонебезпечних. Н и ж н я м е ж а вибуховості — т а к а к о н ц е н т р а ц і я п а р і в н а ф т о п р о д у к т і в у повітрі, н и ж ч е я к о ї н е в и н и к а є с п а л а х у с у м і ш і ч е р е з н а д л и ш о к п о в і т р я і н е с т а ч у п а р і в при внесен­ ні в цю с у м і ш в і д к р и т о г о в о г н ю . В е р х н я м е ж а в і д п о в і д а є к о н ц е н т р а ц і ї п а р і в н а ф т о п р о д у к т у в повітрі, в и щ е я к о ї с у м і ш не в и б у х а є , а г о р и т ь ( т а б л . 7 . 0 1 ) . З а х о д о м з а х и с т у від с т а т и ч н о ї е л е к т р и к и є у с у н е н н я електричних розрядів із провідних елементів устаткування і т р у б о п р о в о д і в , д л я чого н е о б х і д н о з а з е м л я т и н а с о с и , 378

Таблиця 7.01 Межі вибуховості парів нафтопродуктів при атмосферному тиску і температурі 293 "К Вміст п а р і в у повітрі,

%

Нафтопродукти

Бензин Гас Лігроїн Уайт-спірит

нижня межа

верхня межа

0,76 1,4 1,4 1,4

7 7,5 6 6

а р м а т у р у і т р у б и . У с т а т к у в а н н я в в а ж а є т ь с я електроста­ т и ч н о з а з е м л е н и м , я к щ о опір у б у д ь - я к і й й о г о точці не перевищує 1 МОм. Т о к с и ч н і с т ь — в л а с т и в і с т ь н а ф т и і н а ф т о п р о д у к т і в чи­ нити о т р у й н у д і ю н а о р г а н і з м л ю д и н и . О с о б л и в о т о к с и ч н і п а р и с і р ч и с т и х н а ф т і н а ф т о п р о д у к т і в , а т а к о ж етилова­ них б е н з и н і в . О т р у є н н я п а р а м и н а ф т о п р о д у к т і в м о ж е в і д б у в а т и с я від в д и х а н н я їх при з а ч и с т ц і і р е м о н т н и х р о б о т а х у р е з е р в у а р а х , а т а к о ж у н е д о с т а т н ь о вентильо­ ваних приміщеннях насосних, колодязях, приміщеннях управління засувками тощо. Гранично допустимі концентрації, мг/л, шкідливих п а р і в н а ф т о п р о д у к т і в у повітрі р о б о ч и х з о н н а ф т о б а з і насосних станцій магістральних нафтопродуктопроводів такі: Бензин-розчинник 0,3 Бензин 0,1 Гас 0,3 Сірководень, що виділяється із сірчистих нафт 0,01 Тетраетилсвинець (присадка, що входить до складу етилованих бензинів) 0,000005 Д л я з н и ж е н н я к о н ц е н т р а ц і ї ш к і д л и в и х п а р і в нафто­ п р о д у к т і в у повітрі н е о б х і д н а в е н т и л я ц і я р о б о ч и х при­ міщень насосних н а ф т о б а з і магістральних нафтопродук­ топроводів.

7.2 РЕЗЕРВУАРИ П р и п р о е к т у в а н н і з г і д н о (1] н е о б х і д н о п р и й м а т и т а к і типи р е з е р в у а р і в : — із плаваючою покрівлею ( П П ) ; — зі с т а ц і о н а р н о ю п о к р і в л е ю і п о н т о н о м ( С П П ) ; — зі стаціонарною покрівлею ( С П ) . 379

Типи резервуарів приймаються залежно від к л а с и ф і к а ц і ї н а ф т и і н а ф т о п р о д у к т і в по т е м п е р а т у р і спа­ лаху і тиску насичених парів при температурі зберігання: 1 . Д л я Л З Р і т и с к у н а с и ч е н и х п а р і в в и щ е 26,6 к П а ( 2 0 0 м м рт. ст.) д о 9 3 , 3 к П а ( 7 0 0 мм рт. ст.) п р и температурі зберігання: — резервуари з ПП або С П П ; — резервуари з СП, обладнані газовою обв'язкою або установкою уловлювання легких фракцій ( У Л Ф ) . З б е р і г а н н я а в і а б е н з и н і в і р е а к т и в н о г о п а л и в а у резер­ в у а р а х із п л а в а ю ч о ю покрівлею не допускається. 2 . Д л я Л З Р і т и с к у н а с и ч е н и х п а р і в м е н ш е 26,6 к П а при т е м п е р а т у р і з б е р і г а н н я , а т а к о ж д л я Г Р — резервуа­ ри зі стаціонарною покрівлею ( С П ) без газової о б в ' я з к и . Р е к о м е н д о в а н і типи р е з е р в у а р і в н а в е д е н і в т а б л и ц і 7.02. Таблиця 7.02 Рекомендовані типи резервуарів СП

Н а й м е н у в а н н я продукту ( н а ф т и і нафтопродуктів)

ПП

СПП

із газовою обв'язкою

Нафта Бензини автомобільні Бензини авіаційні Паливо для реактивних двигунів Паливо дизельне Пічне побутове паливо Паливо нафтове (мазути для газотурбінних уста­ новок), паливо моторне Гас технічний, освітлю­ вальний Нафтові розчинники Масла

+ +

+ +

-

-

-

-

-

-—

-

—

+

з установкою УЛФ

+ +

-

із газовою обв'язкою і УЛФ

-+

-

+

+

+ + +

-

+

-

+ +

—

З а г а л ь н і і к о н с т р у к т и в н і вимоги до б у д і в е л ь н и х м е т а локонструкцій резервуарів — згідно В Б Н В.2.2—58.2—94.

380

Устаткування

резервуарів

Р е з е р в у а р и повинні м а т и т а к е у с т а т к у в а н н я : — приймально-роздавальні пристрої з місцевим а б о дистанційним управлінням; — дихальну і запобіжну арматуру; — пристрій відбору середньої проби; — пристрій д л я видалення підтоварної води; — пристрій д л я підігрівання в ' я з к и х рідин; — світлові і м о н т а ж н і л ю к и , л ю к и - л а з и , п а т р у б к и для встановлення устаткування; — пристрої виявлення і засоби гасіння п о ж е ж і ; — п р и с т р о ї з а х и с т у в і д б л и с к а в к и , з а з е м л е н н я і захис­ т у від с т а т и ч н о ї е л е к т р и к и . К і л ь к і с т ь п р и й м а л ь н о - р о з д а в а л ь н и х п р и с т р о ї в визна­ чається по максимальній продуктивності з а п о в н е н н я і с п о р о ж н е н н я . Д і а м е т р їх в и з н а ч а є т ь с я з умови, я к щ о ш в и д к і с т ь рідини н е б і л ь ш е 2,5 м / с е к у н д у . Ш в и д к і с т ь заповнення порожнього резервуара не більше 1 м/с до м о м е н т у з а п о в н е н н я к і н ц я п р и й м а л ь н о г о п а т р у б к а . Швид­ кість з а п о в н е н н я р е з е р в у а р а з П П і С П П н е м а є переви­ щ у в а т и 6 м / г о д и н у . М а к с и м а л ь н а ш в и д к і с т ь підйому рідини до моменту спливання п о н т о н а — не більше 2,5 м / г о д и н у . П р и й м а л ь н о - р о з д а в а л ь н и й п р и с т р і й пови­ нен м а т и з а п і р н и й о р г а н ( х л о п а в к а , п і д й о м н а т р у б а ) . З а л е ж н о від типів р е з е р в у а р і в і г о р ю ч и х рідин застосову­ ється така дихальна арматура: — на резервуарах ПП і С П П (на спрямовуючому с т о я к у п л а в а ю ч о ї п о в е р х н і і на покрівлі р е з е р в у а р а з понтоном) — вентиляційний патрубок із вогнеперешкоджувачем; — на р е з е р в у а р а х СП із н а д л и ш к о в и м т и с к о м у газо­ вому просторі 2 к П а д л я Л З Р із тиском насичених парів до 93,3 к П а — д и х а л ь н и й і з а п о б і ж н и й к л а п а н и з вогнеп е р е ш к о д ж у в а ч а м и . Н а р е з е р в у а р а х С П д л я Л З Р , які д о п у с к а ю т ь з б е р і г а н н я з г і д н о т а б л и ц і 7.01 б е з г а з о в о ї о б в ' я з к и і У Л Ф , під д и х а л ь н и й і з а п о б і ж н и й к л а п а н и необхідно в с т а н о в л ю в а т и д и с к и - в і д б и в а ч і ; — на р е з е р в у а р а х СП д л я зберігання масел і мазутів — вентиляційний патрубок. Р е з е р в у а р и всіх типів п о в и н н і бути о с н а щ е н і з а м і р н и ми л ю к а м и . Д л я зливу підтоварної води встановлюються сифонні крани. Д л я зберігання в'язких нафтопродуктів в с т а н о в л ю ю т ь з а с о б и п і д і г р і в а н н я і т е п л о і з о л я ц і й н е по­ криття. 381

Таблиця Приймально-роадавальні

пристрої

( П Р П ) , Я>у, мм

7.03 3

Продуктивність П Р П , м /год

від від

50 до 70 70 до 150 ВІД 150 до 280 ВІД 280 до 450 ВІД 450 до 650 ВІД 650 до 850 ВІД 850 до 1100 ВІД 1100 до 1750 ВІД 1750 до 2500 від 2500 до 3500

100 150 200 250 300 350 400 500 600 700

Р е з е р в у а р и всіх типів повинні м а т и світлові, м о н т а ж н і люки і люки-лази, розміри яких приймаються згідно [ 2 ] . Характеристика приймально-роздавальних пристроїв н а в е д е н а в т а б л и ц і 7.03. Основні розміри люків мають відповідати: с в і т л о в і — д і а м е т р о м не м е н ш е 500 м м ; л ю к и - л а з и — д і а м е т р о м не м е н ш е 6 0 0 м м ; Таблиця 7.04 Кількість, шт.

Номінальний об'єм резервуара, М3

100 200 300 400 700 1000 2000 3000 5000 10 000 20 000 30 000 40 000 50 000

382

лкж-лаз у 1-му поясі

2 2 2 2 2 2 2 2 2 3 3 3 3 3

люк-лаз у

3-му

ПОЯСІ

, 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

люк

люк

ЛЮК

світловий

монтажний

з а м і р и ий

2 2 2 2 2 2 4 4 4 4 4 4 4 4

і

— — —

—

—

— — — 1 1 1 1 1

і і і і і і і і і і 2 2 2

м о н т а ж н і — д і а м е т р о м від 500 мм до 1000 мм з а л е ж ­ н о від г а б а р и т і в у с т а т к у в а н н я р е з е р в у а р і в . К і л ь к і с т ь л ю к і в згідно [2] в и з н а ч а є т ь с я по табли­ ці 7.04. К і л ь к і с т ь в е н т и л я ц і й н и х п а т р у б к і в р е к о м е н д у є т ь с я [2] приймати: 4 — при д і а м е т р і р е з е р в у а р а м е н ш е 19 м; : 6 — при д і а м е т р і р е з е р в у а р а в и щ е 19 м до 23 м включно; 12 — при д і а м е т р і р е з е р в у а р а в и щ е 23 м.

7.3. ЗБЕРІГАННЯ НАФТИ 1 НАФТОПРОДУКТІВ

Нормативна

база

З г і д н о [2] с к л а д и н а ф т и і н а ф т о п р о д у к т і в ( С Н Н ) п о д і л я ю т ь с я н а дві г р у п и : П е р ш а група — самостійні С Н Н , а т а к о ж резервуарні парки і наливні станції магістральних нафто- і нафтопрод у к т о п р о в о д і в ; п а р к и з б е р і г а н н я н а ф т о п е р е р о б н и х заво­ дів ( Н П З ) і н а ф т о х і м і ч н и х п і д п р и є м с т в . Д р у г а група — розхідні склади нафтопродуктів ( С Н ) у с к л а д і п і д п р и є м с т в ( п р о м и с л о в и х , т р а н с п о р т н и х , сіль­ ськогосподарських т о щ о ) . З а х а р а к т е р о м о п е р а т и в н о ї д і я л ь н о с т і С Н Н підрозді­ л я ю т ь с я на р о з п о д і л ь н і , п е р е в а л о ч н і і п е р е в а л о ч н о - р о з ­ подільні. З а т р а н с п о р т н и м и з в ' я з к а м и с к л а д и є : з а л і з н и ч н і , вод­ ні, в о д н о - з а л і з н и ч н і та г л и б и н н і . За класифікацією горючих рідин: С Н Н зберігання л е г к о з а й м и с т и х рідин ( Л З Р ) , г о р ю ч и х рідин ( Г Р ) і за­ гального зберігання Л З Р і ГР одночасно. З а з а г а л ь н о ю місткістю п а р к у з б е р і г а н н я : н а к а т е г о р і ї і п і д к а т е г о р і ї з г і д н о т а б л и ц і 7.05 [ 1 ] . Місткість резервуарного парку визначають, виходячи з номінального об'єму резервуарів. Вибір резервуарів п р о в о д я т ь в і д п о в і д н о д о Д С Т У 1510-84. 3 Величина резервуарної ємності, м , для залізничних р о з п о д і л ь н и х С Н Н м о ж е бути в и з н а ч е н а п о г р а ф і к а х ( п л а н а х ) н а д х о д ж е н н я і р е а л і з а ц і ї , а п р и їх відсутно­ сті — по ф о р м у л і : К

V р= в""""-' ' р • Ку

К

" ,

(7.08) 383

Таблиця Категорія

П і д категорія

СНН

СНН

1

2

3

7.05

З а г а л ь н а місткість, мЗ

1а

вище 300 000

1 б

вище 100 000 до 300 000 включно

2 а

вище 50 000 до 100 000 включно

2 б

вище 20 000 до 50 000 включно

3 а

вище 10 000 до 20 000 включно

3 б

вище 2000 до 10 000 включно

3 в

до 2000 включно

де Середн. — с е р е д н ь о м і с я ч н а р е а л і з а ц і я , т; К — к о е ф і ц і є н т н е р і в н о м і р н о с т і н а д х о д ж е н н я і реалі­ з а ц і ї , ( т а б л . 7.06); КР—коефіцієнт, я к и й в р а х о в у є ч а с н а х о д ж е н н я ре­ з е р в у а р а в р е м о н т і , п р и й м а є т ь с я /С р =1,05 [ 1 ] ; 3 р — густина нафтопродукту, т/м ; К у—коефіцієнт використання об'єму резервуара ( т а б л . 7.07). Д л я водних С Н Н : У„=1,15.

ГС+а-*-

,

(7.09)

де ^ — р і ч н а р е а л і з а ц і я ( а б о р е а л і з а ц і я в м і ж н а в і г а ц і й ­ ний п е р і о д ) , т; Я — перехідний з а п а с ( д в о т и ж н е в и й ) ; Кс—коефіцієнт сортності (при одній марці нафто­ продукту) ; Кс=\

при д в о х м а р к а Х ; при т р ь о х м а р к а х /С с =1,05 Таблиця к

Характеристика району

Промислові міста Промислові райони Сільськогосподарські райони

1

ЛЗР

ГР

1,0 1,1

1,3

1,3

2,5

14

7.06

[1].

Таблиця 7.07 Максимальний о б ' є м р е з е р в у а р а , мЗ

До 5000 включно Вище 5000

Коефіцієнт використання об'єму з а л е ж н о від т и п у р е з е р в у а р а , К у СП

СПП

ПП

0,83 0,85

0,76 0,80

0,80 0,83

Д л я морських перевалочних С Н Н :

X

[-^-

-

/Ссн.

/Смн-

Кспр..Кр+0сп-(^-і)],

(7.10)

де С?г — річний о б ' є м п е р е в а л к и , т; Пр — р о з р а х у н к о в а кількість р о б о ч и х днів на рік; /Сен — к о е ф і ц і є н т д о б о в о ї нерівномірності відванта­ ження танкерів; Кмн — к о е ф і ц і є н т м і с я ч н о ї нерівномірності п р и б у т т я суден; Ктр — к о е ф і ц і є н т п о п и т у з о в н і ш н ь о ї т о р г і в л і ; Кр — к о е ф і ц і є н т у р а х у в а н н я ч а с у з н а х о д ж е н н я резер­ в у а р а в р е м о н т і й о ч и щ е н н і . / С р = 1,06 [1]; <2сп — с е р е д н ь о д о б о в е н а д х о д ж е н н я н а ф т о п р о д у к т у , т; т — к і л ь к і с т ь н е р о б о ч и х д н і в за м е т е о у м о в а м и ; Кв — к о е ф і ц і є н т в и к о р и с т а н н я ємності д л я д о б о в о г о в і д в а н т а ж е н н я , /Св = 0,8 [ 1 ] . Таблиця 7.08 З н а ч е н н я к о е ф і ц і є н т і в д л я н а ф т и Ч о р н о г о й А з о в с ь к о г о морів Продукт

1

Нафта Мазут Автобензин і авіабензин Автогас

*спр

т

2

3

4

3

1,3—1,9 1,3—1,6 2,01—3 3-4

1,2-1,6

1,15-1,2

4-7

1,06—1,92 1,75-2,

1,15 1,15-1,2

4-7

2,1—3

1,5-2

1,15

4—7

—

(У ч и с е л ь н и к у — д л я е к с п о р т н и х о п е р а ц і й ; у знамен­ н и к у — для каботажних операцій). 385

Пр=365

.«.^зай

(7.11)

де п — к і л ь к і с т ь п р и ч а л і в ; Л з а й н — КОефІЦІЄНТ

ЗаЙНЯТОСТІ

Причалу,

-Ь0,5 [11. О б ' є м , к і л ь к і с т ь і тип р е з е р в у а р і в у р а х у в а н н я м необхідної о п е р а т и в н о с т і в атації,

можливості

мальної

витрати

виведення

металу

/Сзайн=0,45 —

визначаються з у м о в а х експлу­

резервуарів у ремонт,

на

спорудження,

міні­

мінімальних

в т р а т від в и п а р е н н я , о д н о т и п н о с т і р е з е р в у а р і в т о щ о . Д л я однієї марки нафтопродуктів необхідно з а в б а ч а т и не менше двох резервуарів. Зливально-наливні

пристрої

Зливально-наливні залізничні цистерни. Злив-налив залізничних цистерн м о ж е виконуватись одночасно за допомогою зливально-наливних пристроїв — естакадне н а в а н т а ж е н н я а б о точковий злив. При естакадному н а в а н т а ж е н н і кількість зливальноналивних пристроїв визначається по формулі: П

= Ж 7 7 Г '

(712)

де ф мм — м а к с и м а л ь н и й місячний в а н т а ж о о б і г , т; Р — в а н т а ж о п і д й о м н і с т ь ц и с т е р н и , т. Насосне

устаткування

Вибір н а с о с і в п о в и н е н в и к о н у в а т и с я з а л е ж н о в і д : в'яз­ кості, т е м п е р а т у р и , густини, п р у ж н о с т і п а р і в і к о р о з і й н и х в л а с т и в о с т е й н а ф т и і н а ф т о п р о д у к т і в ; п о т р і б н о ї продук­ т и в н о с т і і н а п о р у ; п о т р і б н о ї висоти в с м о к т у в а н н я ; у м о в пожежовибухонебезпечності. В я к о с т і о с н о в н и х н а с о с і в р е к о м е н д у є т ь с я застосову­ -4 2 в а т и : д л я р і д и н із в ' я з к і с т ю до 3 • 1 0 м / с п р и темпера­ турі перекачування — відцентрові насоси; -4 2 д л я рідин із в ' я з к і с т ю б і л ь ш е 3 • 1 0 м /с — роторні, гвинтові, шестерінчасті, поршневі насоси. Допоміжними насосами для малов'язких Л З Р можуть бути застосовані самовсмоктуючі відцентрові насоси в сполученні з вакуумними і поршневі насоси.

386

Відпуск

нафтопродуктів

Р о з р а х у н к о в а к і л ь к і с т ь н а л и в н и х п р и с т р о ї в н а розли­ вальних пунктах визначається окремо для кожного сорту і марки нафтопродукту:

п=

£

,

(7.13)

де <2 — с е р е д н ь о д о б о в а р е а л і з а ц і я н а ф т о п р о д у к т у в т, за місяцем максимальної реалізації; <7 — р о з р а х у н к о в а п р о д у к т и в н і с т ь н а л и в н и х п р и с т р о ї в 3 або автоколонок, м /год; т — к і л ь к і с т ь годин р о б о т и н а л и в н и х п р и с т р о ї в на добу; 3 р — густина нафтопродукту, т/м ; К — коефіцієнт використання наливних пристроїв. /( = 0,7 — д л я а в т о н а л и в н и х п р и с т р о ї в ; /( = 0,5 — д л я н а л и в у в б о ч к и . Таблиця 7.09 Продуктивність зливальноналивних пристроїв, мЗ/год Нафтопродукти

ЛЗР і малов'язкі горючі рідини Масла та інші горючі рідини

н а л и в в авто­

налив

цистерни

у бочки

30—40 40—60 20—30 30-40

4 5 3 4

(У ч и с е л ь н и к у — при с а м о п л и в н о м у з л и в і , у знаменни­ к у — п р и насосному). Зберігання

нафтопродуктів

у

тарі

Кількість нафтопродуктів, що підлягають зберіганню на С Н Н у тарі, визначається по формулі:

«"ТГ+

<7|4>

де я\ — м а к с и м а л ь н а м і с я ч н а р е а л і з а ц і я н а ф т о п р о д у к т і в на С Н Н у тарі, т / м і с ; с7г — р і ч н а кількість н а ф т о п р о д у к т і в , що з а т а р ю є т ь с я на С Н Н , т/рік; 387

п — к і л ь к і с т ь діб з б е р і г а н н я них на С Н Н , п = 5-Ь 15

нафтопродуктів, затаредіб.

П л о щ а тарного складу визначається по формулі: р = —9-1± п•р•а•к

(7.15)

де

— кількість н а ф т о п р о д у к т у , що з б е р і г а є т ь с я , т; а — коефіцієнт використання площі (табл. 7.10); п — кількість ярусів; й — д і а м е т р бочки, м; К — коефіцієнт заповнення кубатури складу (табл. 7.11). Таблиця 7.10 Ш и р и н а п р о ї з д і в і п р о х о д і в між с т е л а ж а м и і штабелями, м

Коефіцієнт використання площі, а

ДОПОМІЖНИХ

ГОЛОВНИХ

До

2

ВКЛЮЧНО

Вище 2 До 3 включно

0,45 0,36

До 1 включно Виїде 1

Таблиця 7.11 Вид тари

Бочки дерев'яні Бочки металеві Бідони і дрібна тара

Ємність, п

Коефіцієнт заповнення кубатури складу, К

75—225 100—500 16—50

0,54—0,56 0,57—0,65 0,67—0,94

П р и п р о е к т у в а н н і відкритих п л о щ а д о к д л я з б е р і г а н н я нафтопродуктів у тарі необхідна п л о щ а ш т а б е л я : р = п . Р . ас. (Я + 0 , 0 5 ) , де

388

п — кількість б о ч о к у р я д у ; Р — к і л ь к і с т ь р я д і в у 1-му я р у с і ; йс—найбільший д і а м е т р бочки, м; // — в и с о т а б о ч к и , м.

(7.16)

Резервуарні

парки

О п т и м а л ь н і р о з м і р и в е р т и к а л ь н и х ц и л і н д р и ч н и х резер­ вуарів та їх максимальний об'єм приймаються по таблиці 7.12 з г і д н о [ 1 ] . Таблиця

7.12

Д і а м е т р £ і висота Н вертикальних резервуарів, м Об'єм резервуарів номінальний,

зі стаціонарною покрівлею <з п о н т о н о м і б е з п о н т о н а )

2

і

з плаваючою покрівлею ПП

сп,спп н

О

н

3

4

5

100 200

4,7 6,6

6 6

300

7,6

7,5 7,5

— — —

— — —

400

8,5

700

10,4

9

1000

10,4

12

12,3

9

2000

15,2

12

15,2

12

3000

19

12

19

12

5000

21

15

22,8

12

—

—

10000

28,5

18

28,5

18

20 000

40

18

40

18

30 000 40 000

45,6 56,9

18 18

45,6 56,9

18 18

50 000

60,7

18

60,7

18

100 000

— —

85,3

18

92,3

18

120 000

— —

В і д с т а н ь від стінки р е з е р в у а р а д о п і д о ш в и о б в а л у в а н ­ н я а б о д о о г о р о д ж у ю ч и х стін в и з н а ч а є т ь с я п о табли­ ці 7.14. Д л я с к л а д і в н а ф т о п р о д у к т і в ( С Н ) д р у г о ї групи допус­ к а є т ь с я місткість с к л а д у п о т а б л и ц і 7.15. З а г а л ь н а місткість групи н а з е м н и х р е з е р в у а р і в відпо­ відно д о т а б л и ц і 7.16 з г і д н о [ 1 ] . М і н і м а л ь н а в і д с т а н ь м і ж с т і н к а м и р е з е р в у а р і в у сусід­ ніх г р у п а х в и з н а ч а є т ь с я по т а б л и ц і 7.17.

389

Таблиця 7.13 Об'єм р е х р в у а р а

Оптимальні р о з м і р и г о р и з о н т а л ь н и х резервуарів, м

номінальний, мЗ

плоске д н н щ е ( П ) конічне ( К )

3

1,4

2 (П)

5 10

1,9 2,2

2 (П) 2,8 (П) 3,3 (К)

25

2,8

4,3 (П) 4,8 (К)

50

2,8

9 (П) 9,6 (К)

75

3,2

9 (П) 9,7 (К)

100

3,2

12 (П) 12,7 (К)

500

6

18 (П)

1000

6

35,8 (П)

Таблиця 7.14 Висота обвалування, м Об'єм одиничних резервуарів у г р у п і , мЗ

мій.

макс.

Мінімальна відстань в і д с т і н к и ре­ зервуара до внутрішніх укосів валування, м

6

10 000 і більше

1,5

3,9

менше 10 000 до 400

1

3,9

3

до 400 в блоці

0,8

не нормується

самостійно: для вертикальних для горизонтальних

—

0,5

—

не нормується

Таблиця 7.15 Група

Д о п у с т и м а місткість складу, за видами зберігання

нафтопродуктів наземне

ЛЗР ГР

390

підземне

2000

4000

10 000

20 000

Таблиця Одиничний Типи

об'єм групи

Р і д и н а для

резервуарів

номінальний,

зберігання

Допустима

В і д с т а н ь між

місткість групи,

резервуарами

мЗ

в групі, м

мЗ

Вертикальні резервуари:

7.16

50 000 і більше

ЛЗР, ГР

200 000

0,5 О, але не більше ЗО м

1. Із плаваю­ чою покрівлею

менше 50 000

ЛЗР, ГР

120 000

0,5 £>

2. Із понтоном 2.

50 000

ЛЗР, ГР

200 000

ЗО м

ГР, ЛЗР, крім бензину

120 000

0,5 О

менше 50 000 до 400

бензин

120 000

0,65 О

100 до 400 включно

ЛЗР, ГР

один блок 4000

не нор­ мується

3. Зі стаціо­ нарною покрівлею

від 50 000 до 400

дизпаливо, ГР

120 000

0,5 А але не більше 30 м

від 50 000 до 400

ЛЗР

80 000

0,7 />, але не більше 30 м

Горизонтальні резервуари

до 100 включно

ЛЗР, ГР

одним не нор­ блоком 4000 мується

від 100 до 400 включно

ЛЗР, ГР

одним не нор­ блоком 4000 мується

більше 400

ЛЗР, ГР

80 000

Таблиця

7.17

В і д с т а н ь між с т і н к а м и ре­ зервуарів групи, м

Вид зберігання І о д и н и ч н и й о б ' є м р е з е р в у а р а в групі,

Наземне зберігання до 10 000 включно

40

вище 10 000

60

Блок місткістю до 40 000 м

0,5 й

3

Підземне зберігання незалежно від об'єму

15 15

391

7.4. ВИТРАТА ПАЛИВНОЇ ЕНЕРГІЇ НА

ЗЛИВАННЯ

НАФТОПРОДУКТІВ

Н а з л и в а н н я н а ф т о п р о д у к т і в т е п л о в а е н е р г і я витрача­ є т ь с я на р о з і г р і в н а ф т о п р о д у к т і в у з а л і з н и ч н и х ц и с т е р н а х , у з л и в н и х к о л е к т о р а х і ж о л о б а х , у р е з е р в у а р а х , підігрів м а с л о - і м а з у т о п р о в о д і в , р о б о т у п а р о в и х н а с о с і в , випарю­ в а н н я б о ч о к т а і н ш о ї д р і б н о ї т а р и , п р о п а р ю в а н н я резер­ в у а р і в при їх з а ч и с т ц і і ремонті, о б с л у г о в у в а н н я побуто­ вих п о т р е б ( д у ш о в і , п р а л ь н і т о щ о ) , о п а л е н н я б у д і в е л ь і споруд виробничо-господарського й адміністративного п р и з н а ч е н н я , в е н т и л я ц і ю в и р о б н и ч и х п р и м і щ е н ь , компен­ с а ц і ю в т р а т т е п л а у зовнішніх т е п л о в и х м е р е ж а х , а т а к о ж в і д п у с к а є т ь с я на сторону, в о с н о в н о м у на о п а л е н н я й гаряче водопостачання житлових поселень. Послідовність розрахунку питомих норм витрати теплової енергії т а к а : — на п і д с т а в і т е х н і ч н и х д а н и х о б л а д н а н н я і ф і з и ч н и х властивостей нафтопродуктів в и з н а ч а ю т ь норми розходу т е п л о в о ї е н е р г і ї н а всі т е х н о л о г і ч н і о п е р а ц і ї н а ф т о б а з и ; — р о з р а х о в у ю т ь в и т р а т у т е п л о в о ї енергії на допоміж­ ні п о т р е б и н а ф т о б а з и і к о м п е н с а ц і ю в т р а т у з о в н і ш н і х теплових мережах; — на основі т е х н о л о г і ч н и х н о р м в и т р а т и т е п л о е н е р г і ї , в и т р а т и на д о п о м і ж н і п о т р е б и і к о м п е н с а ц і ї в т р а т у зовнішніх теплових мережах знаходять загальнобазову н о р м у в и т р а т и т е п л о в о ї енергії н а відповідний розрахун­ ковий період. Витрата тепла і нафтопродуктів

пари на підігрів у резервуарі

С е р е д н я т е м п е р а т у р а н а ф т о п р о д у к т у , °К, в и з н а ч а є т ь ­ ся по формулі: ^середи

=

*д~ Т„-\- -тр Тк,

(7.17)

де Г п і Г к — п о ч а т к о в а і к і н ц е в а т е м п е р а т у р и , ° К . 3 Середня густина нафтопродукту, кг/м : рсереди. = Р 2 9 3

—а (

Гсередн.

де а — т е м п е р а т у р н а п о п р а в к а ,

— 293),

(7.18)

3

кг/м -/Є.

а = 1 . 8 2 5 — 0,001315 • Р 2 9 з .

(7.19)

Середнє значення теплоємності нафтопродукту, к Д ж / к г , визначається по формулі К а р а в а є в а : 392

С р = 0 , 4 8 2 5 + 0,00077 (Гсереди - 1 0 0 ) . Маса

(7.20)

нафтопродукту в резервуарі, кг: 0 = У„ • Рсередк ,

(7.21) 3

де

У„ — к о р и с н и й о б ' є м р е з е р в у а р а , м . К і л ь к і с т ь т е п л о т и , я к а в и т р а ч а є т ь с я н а підігрів нафто­ продукту, к Д ж : <7, = 0 • С р ( Тк-Тн).

(7.22)

Витрата теплоти на плавлення парафіну, к Д ж : ц2= О • а • у,

(7.23)

де

а — к і л ь к і с т ь п а р а ф і н у в н а ф т о п р о д у к т і , %; 7 — прихована теплота плавлення парафіну, к Д ж / к г . Д л я в'язких незастигаючих нафтопродуктів, що не м і с т я т ь п а р а ф і н у , я 2 = 0З н а ч е н н я у п р и й м а ю т ь с я по т а б л и ц і 7.18. Втрати тепла в зовнішнє середовище, к Д ж : Я3 = К-Г .

(Тсерелн-Т0),

(7.24)

де К — з а г а л ь н и й к о е ф і ц і є н т т е п л о п е р е д а ч і від нафтопро­ 2 дукту в навколишнє середовище, Вт/м -/(. У п р а к т и ч н и х р о з р а х у н к а х з г і д н о із [3] м о ж н а вико­ ристовувати скорочену формулу: (7.25)

Ч> = К'Ях, Кп

де — к о е ф і ц і є н т , я к и й в р а х о в у є в т р а т и т е п л а в навко­ л и ш н є с е р е д о в и щ е ; д л я в е р т и к а л ь н и х ц и л і н д р и ч н и х ре­ з е р в у а р і в /(„ = 0,3; д л я г о р и з о н т а л ь н и х — /(„ = 0,4. Таблиця

7.18

Теплота плавлення парафінів Температура

плавлення

парафіну, °К

Густина парафіну п р и 3 4 3 *К, кг/мЗ

325,2 328,2 330.3 332,6 333,9 335.2 338,4

773,5 773,6 774,2 774,5 774.6 774.7 775

Т е п л о т а плавлення парафіну, кДж/кг

162,6 166,4 ' 169,7 171,8 174,3 177.2 183,5 393

Годинна

витрата тепла за 9 г о д =

*

+

«»

час +

«»

підігріву т ,

кДж/год:

,

(7.26)

Г о д и н н а в и т р а т а п а р и д л я о д е р ж а н н я н е о б х і д н о ї кіль­ кості тепла: 0

=

^

-

,

(7.27)

де і„, і к — е н т а л ь п і я п а р и і к о н д е н с а т у . В і д п о в і д н о , к Д ж / к г . Д л я п р а к т и ч н и х р о з р а х у н к і в е н т а л ь п і я конденса­ ту приймається рівною температурі к о н д е н с а т у при 3 6 3 °К. Н о р м а в и т р а т и т е п л а н а підігрів н а ф т о п р о д у к т у в резервуарі: ^а= Еі+ЗрЗз..

(7.28)

П р и к л а д 7.1 Р о з р а х у в а т и в и т р а т у т е п л а і п а р и н а підігрів м а з у т у 3 г у с т и н о ю р 293 = 9 4 8 к г / м у р е з е р в у а р і Р В С - 5 0 0 0 ; п о ч а т к о в а т е м п е р а т у р а м а з у т у 7 п = 308 ° К ; ч а с підігріву в з и м о в и й період т = 3 6 0 г о д и н ; середній коефіцієнт о б е р т а л ь н о с т і п 0 = 1 2 ; вміст п а р а ф і н у в мазуті а = 0 , 0 6 ; т е м п е р а т у р а підігріву 7 п = 3 3 3 ° К ; температура п л а в л е н н я п а р а ф і н у 3 2 8 , 2 °К; тиск пару Р = 0 , 3 9 М П а ; т е м п е р а т у р а к о н д е н с а т у 3 6 3 °К. Середня температура мазуту обчислюється по формулі 7 . 1 7 , °К: Середи

=

X*

3 0 8

+

Т*

3 3 3

=

3 2 4

'

6

°К-

Температурна п о п р а в к а — по формулі 7 . 1 9 , кг/м а= 1,825 - 0 , 0 0 1 3 1 5 • 9 4 8 = 0 , 5 7 5

кг/м

3

3

• К:

• К.

3

С е р е д н я густина м а з у т у , к г / м — п о ф о р м у л і 7 . 1 8 : рсеРеди. = 9 4 8 - 0 , 5 7 5

• ( 3 2 4 , 6 - 2 9 3 ) = 929,8

3

кг/м .

Середнє значення теплоємності — по формулі 7 . 2 0 : Ср = 0 , 4 8 2 5 + 0 , 0 0 0 7 7 •

Маса

(324,6-100) =0,655

мазуту в резервуарі,

кг:

0 = 4832 • 9 2 9 , 8 = 4 492 794 394

кг.

кДж/кг.

Витрата тепла

на підігрів м а з у т у — по ф о р м у л і 7 . 2 2 :

?і = 4 4 9 2 794 • 0,655 • ( 3 3 3 - 3 0 8 ) = 7 3 , 5 • І О Витрата тепла 7.23:

6

кДж.

на п л а в л е н н я парафіну — по формулі

? 2 = 4 4 9 2 794 • 0,06 • 166,4 = 44,9 : 10

6

кДж.

В т р а т и т е п л а в н а в к о л и ш н є с е р е д о в и щ е — по ф о р м у л і 7.25: 6

<7з = 0,3 • 73,5 • 10 = 2 2 , 0 5 • 10 Годинна

витрата тепла за

3

кДж.

ч а с підігріву:

О _. (73,5 + 44,9 + 22,05) • 10 год ^ ~ 360 = 390 • 10

6

е

_

140,45.10 360

е

_

кДж/год.

Г о д и н н а в и т р а т а п а р и д л я о д е р ж а н н я н е о б х і д н о ї кіль­ кості т е п л а : г

°

3

=

390 • 10 2636-376,9

Норма витрати тепла

=

луоа і 6 КГ Г0Д ' / -

1 7 2

н а підігрів м а з у т у :

^=ш±^ш^=312 кДж/кг. Витрата тепла

за розрахунковий

період:

3

д =
9

кДж.

В и т р а т а пари за розрахунковий період, кг: ^ = 1 6 ^ з | 9 - =

7 4 3

'

7

-

1 0 3

-

7.5. ЗАХИСТ СТАЛЕВИХ РЕЗЕРВУАРІВ ВІД КОРОЗІЇ При зберіганні нафти в сталевих резервуарах виникає відстій п і д т о в а р н о ї в о д и , я к а м і с т и т ь солі т а сірчисті сполуки. Утворення підтоварної води в резервуарах призводить до виникнення електрохімічної корозії д н и щ а (зсередини). У с т а н о в л е н і -на с п е ц і а л ь н і й о с н о в і с т а л е в і р е з е р в у а р и з а з н а ю т ь ґ р у н т о в о ї к о р о з і ї і к о р о з і ї б л у к а ю ч и м и стру­ мами. О т ж е застосування електрохімічного захисту д н и щ а і стінок р е з е р в у а р а є н е о б х і д н и м .

395

З а х и с т д н и щ і н и ж н і х п о я с і в р е з е р в у а р і в від к о р о з і ї м о ж е бути здійснений з а в д я к и застосуванню катодних станцій або протекторів. З а с т о с у в а н н я протекторів е надійнішим згідно п р о т и п о ж е ж н и х вимог. З а х и с т в н у т р і ш н ь о ї п о в е р х н і р е з е р в у а р і в при протек­ торному захисті контролюють за різницею потенціалів « р е з е р в у а р — п і д т о в а р н а в о д а » . З а х и с н и й п о т е н ц і а л до­ р і в н ю є мінус 0,85 В по М С Е . Розрахунки

протекторного

захисту

резервуарів

Розрахунок захисту днища сталевого резервуара від ґрунтової корозії. О с н о в н и м з а в д а н н я м р о з р а х у н к у є ви­ з н а ч е н н я к і л ь к о с т і п р о т е к т о р і в і т е р м і н у їх с л у ж б и . Н е о б х і д н е д о с я г н е н н я з а х и с н о ї густини с т р у м у в лан­ цюгу «протектор — резервуар», я к а обирається з а л е ж н о від п е р е х і д н о г о о п о р у і з о л я ц і ї д н и щ а і п и т о м о г о електрич­ ного опору ґрунтів. З а х и с н а г у с т и н а с т р у м у д л я і з о л ь о в а н о ї с т а л е в о ї спо­ 2 р у д и н а в о д и т ь с я в т а б л и ц і 7.19, о б ч и с л ю є т ь с я в м А / м . Таблиця 7.19 Питомий електричний опір ґрунту, О М ' М

П е р е х і д н и й о п і р ізоляції, Ом-м2

10

20

50

Більше 10 000

Менше 1

Менше 0,4

Менше 0,2

1000—10 000

1—2

100-1000

2-5

0,2—0,5

0,5-1

5—15

2-5

1-2

Більше 15

Більше 5

Більше 2

10-100

Менше 10

0,4—1 1—2

П е р е х і д н и й опір « р е з е р в у а р — ґ р у н т » в и з н а ч а є т ь с я в и м і р ю в а ч е м о п о р у М С - 0 , 8 . П р и ц ь о м у перехідний опір 2 і з о л я ц і ї ( О м • м ) в и з н а ч а є т ь с я по ф о р м у л і : (7.29)

Р0—Р?

Де /? рг . — перехідний опір « р е з е р в у а р — ґ р у н т » по при­ ладу, 6 м ; 2 Р — площа днища резервуара, м . Д л я орієнтовних розрахунків м о ж н а використовувати залежність: Я

396

„

р г

г

=

—

—

—

О • (й + Ь)

;

(

7

-

3

° )

де р г — питомий опір ґрунту, Ом • м; О — д і а м е т р р е з е р в у а р а , м; Ь — в і д с т а н ь між п р о т е к т о р о м і р е з е р в у а р о м , м ймається в межах 6—10 м ) . С и л а струму, А , д л я з а х и с т у д н и щ а : !=! • ? , де / — з а х и с н а густина с т р у м у , м А / м Орієнтовна кількість протекторів:

(7.31) 2

(табл.

7.19).

/У*'**/:» ,

(7.32)

де /?„ — опір р о з т і к а н н ю с т р у м у п р о т е к т о р а , Ом визначається вимірюваннями або розрахунком по мулі) :

1

(при­

х(І"£+-Г "х££+£" £),

(опір фор­

<7 33)

'

/а, й а — висота і д і а м е т р а к т и в а т о р а , м; Н, сІ„ — г л и б и н а у с т а н о в к и п р о т е к т о р а і його діа­ м е т р а , м; (рис. 7 . 0 1 ) ; р а — п и т о м и й е л е к т р и ч н и й опір а к т и в а т о р а , Ом • м ( р а = 1 , 6 О м - м ) : /?„ Р .— опір з ' є д н у в а л ь н и х п р о в о д і в , О м ; Е„ — в л а с н и й п о т е н ц і а л п р о т е к т о р а по М С Е до його п і д к л ю ч е н н я , В; £ П р и р . — природний потенціал резервуара по М С Е до п і д к л ю ч е н н я п р о т е к т о р а , В. О с т а т о ч н у кількість п р о т е к т о р і в у т о ч н ю ю т ь по фор­ мулі: де

К к = ^ ,

(7.34)

де т|е — к о е ф і ц і є н т е к р а н у в а н н я о б и р а ю т ь по т а б л и ц і 7.20, д л я м а г н і є в и х п р о т е к т о р і в типу ПМ 10 У, встановле­ них у ґ р у н т на відстані 5 м від стінки р е з е р в у а р а . Термін с л у ж б и п р о т е к т о р а в и з н а ч а є т ь с я п о ф о р м у л і : (7.35) де

СП — м а с а п р о т е к т о р а , к г ; 397

Рис. 7.01. Схема установки протекторів для захисту днища резервуара від ґрунтової корозії. /—резервуар,

2— протектор, З — контрольно-вимірювальна з'єднувальний провід

колонка,

4—

т|п — К К Д протектора. Визначається по графіку (рис. 7.02); Л В — к о е ф і ц і є н т в и к о р и с т а н н я п р о т е к т о р а (г)В = 0 , 9 5 ) ; <7 — е л е к т р о х і м і ч н и й е к в і в а л е н т м а т е р і а л у п р о т е к т о р а , к г / А • рік; / п — с и л а с т р у м у п р о т е к т о р н о ї у с т а н о в к и , А. Таблиця 7.20 Залежність г)с вертикальних упакованих протекторів від кількості анодів Кількість п р о т е к т о р і в , ш т . Тип резервуара

РВС-5000 РВС-10 000 РВС-20 000 398

10

15

20

25

зо

0,82 0,87 0,90

0,70 0,78 0,83

0,64 0,71 0,76

0,57 0,65 0,70

0,50 0,59 0,65

(7.36)

#р-г+#пр.+

Захист резервуара б у д е з а б е з п е ч е н и м при виконанні нерівності: / • /? р . г <£ п —£ п р и р (7.37) Якш.о/./?рг^1В,то' повний з а х и с т резер­ в у а р а м а г н і є в и м и про­ т е к т о р а м и н е м о ж е бути забезпеченим. Розрахунок і

Рис. 7.02. Залежність коефіцієн­ та корисної дії магнієвого про­ тектора від анодної густини струму

захисту внутрішньої поверхні першого пояса резервуара

днища

Кількість протекторів визначається по формулі: Л / = - М ^ І £ ± ^ - , де

(7.38)

г — р а д і у с р е з е р в у а р а , м; п — р і в е н ь п і д т о в а р н о ї в о д и , м; 2 5 3 — з о н а дії о д н о г о п р о т е к т о р а , м , що з а л е ж и т ь від

питомого електричного опору ре і рівня підтоварної води в

резервуарі. П р и к і л ь ц е в о м у р о з м і щ е н н і п р о т е к т о р і в 5 3 приймаєть­ ся по таблиці 7.21. Термін с л у ж б и м а г н і є в и х п р о т е к т о р і в , р о к и : (7.39)

Кт,

7 = 0,1

Таблиця 7.21 Зона дії одного протектора в резервуарі Сумарна концентрація с о л е й у підтоварній воді

г/л

%

1,2 2,0 4,8 8,0 14,0 32,0 72,0

0,3 0,5 1,2 2,0 3,5 8,0 18,0

Питомий електричний опір, Ом-м

2,0 1.0 0,5 0,3 0,2 0,1 0,05

З о н а дії одного протектора, м2

при А «0,15 м

при А » 0,25 м

зо 26 22 19 17 14 11

45 35 30 26 23 20 15 399

де /Ст — т е х н о л о г і ч н и й к о е ф і ц і є н т , що х а р а к т е р и з у є умо­ в и р о б о т и р е з е р в у а р а , п р и й м а є т ь с я з г і д н о [4] К т = 1 , 3 ; / п — с и л а с т р у м у п р о т е к т о р а , А. / . =

,

т-.

(7.40)

+де Е„.й— р і з н и ц я п о т е н ц і а л і в « п р о т е к т о р — д н и щ е » при р о з і м к н у т о м у л а н ц ю г у ( д л я м а г н і є в и х п р о т е к т о р і в Е „.л= = 1 В [4]; сІ„ і сіе — д і а м е т р п р о т е к т о р а і його і з о л ю ю ч о г о екра­ 2 на, м; 5„ — р о б о ч а п о в е р х н я п р о т е к т о р а , м ; у /С — п о п р а в о ч н и й к о е ф і ц і є н т , я к и й з а л е ж и т ь від р і в н я п і д т о в а р н о ї води ( п р и й м а є т ь с я п о т а б л . 7 . 2 2 ) ; 2 Япол. — п о л я р и з а ц і й н и й опір п р о т е к т о р а , Ом •• м ; р е — питомий електричний Ом • м ( т а б л . 7 . 2 3 ) .

опір

підтоварної

води,

Таблиця 7.22 Поправочний коефіцієнт Ку для протекторів залежно від рівня підтоварної води Рівень підтоварної води, м

0,25 0,15 0,10 0,05

ПМР-5

ПМР-ІО

ПМР-20

1,22 1,56 1,89 2,86

1,45 1,92 2,38 5,71

1,43 1,79 2,56 6,68

Таблиця 7.23 Питомий електричний опір підтоварної води (ре) / > е , Ом*м

•^пол.» 0***м2

2 1 0,6 0,4 0,23 0,15 0,08 0,06

0,94 0,87 0,77 0,68 0,50 0,40 0,27 0,20

Т е х н і ч н а х а р а к т е р и с т и к а п р о т е к т о р і в типу П М Р пода­ на у т а б л . 7.23а. 400

Таблиця 7.23а Технічна характеристика протекторів типу ПМР Показники

Діаметр, мм Висота, мм: по краю у середній частині Маса, кг 2 Робоча поверхня, м Стаціонарний потенціал, В Струмовіддача, Ат

ПМР-5

ПМР-ІО

ПМР-20

280

400

400

60 40 5 0,14 1,6 6800

70 40 10 0,285 1,6 13 500

140 80 20 0,33 1,2 27 000

К о н с т р у к ц і ю п р о т е к т о р а п о д а н о н а рис. 7.03. Вибір типу п р о т е к т о р і в в и з н а ч а є т ь с я з а г а л ь н о ю кон­ ц е н т р а ц і є ю солей у п і д т о в а р н і й воді: при С = 0 , 3 - = - 1,5 % слід в и к о р и с т о в у в а т и п р о т е к т о р и ПМР-5; при С = 1 . 5 Н - 3 . 5 % — П М Р - 1 0 ; при С > 3 , 5 % — П М Р - 2 0 . Р о з м і щ а т и п р о т е к т о р и р е к о м е н д у є т ь с я п о концентрич­ них к о л а х (рис. 7 . 0 4 ) . В і д с т а н ь м і ж стінкою р е з е р в у а р а і п е р ш и м р я д о м п р о т е к т о р а а=г3 — п, а в і д с т а н ь між р а д і у с а м и установ­ ки п р о т е к т о р і в д о р і в н ю є 2г3 .

— фШ ф№ -Ф300

Н

*•

Рис. 7.03. Конструкція протектора 14

7 — 1120

401

Рис. 7.04. Приклад розміщення протекторів на дни­ щі резервуара типу РВС-5000 при строку служби 5 років ( г = 2 , 5 м, а = 2 , 3 5 м) Радіус захисної мулі:

дії

протектора '

визначаємо

по

фор­

(7.41) де

53

2

— площа,

яка

захищається

одним

протекто-

ром, м :

П р о т е к т о р у с т а н о в л ю ю т ь в колі д і а м е т р о м 1 , 4 + 1 , 5 м, п о п е р е д н ь о о ч и с т и в ш и місце від слідів о к а л и н и . В центрі к о л а п р и в а р ю ю т ь с т а л е в и й с т е р ж е н ь д і а м е т р о м 8 мм і в и с о т о ю 60 мм д л я п р о т е к т о р а П М Р - 2 0 і 35 мм — д л я протекторів П М Р - 5 і ПМР-10. Місце очищають бензином, н а н о с я т ь ш а р е п о к с и д н о ї с м о л и т о в щ и н о ю 0 , 3 — 0 , 5 мм, а потім у с т а н о в л ю ю т ь п р о т е к т о р . К о н т а к т н у в т у л к у про­ тектора приварюють до монтажного стержня, а зазор між ними з а л и в а ю т ь епоксидною смолою. 402

З а х и с т в н у т р і ш н ь о ї п о в е р х н і р е з е р в у а р а буде ефектив­ ним п р и д о т р и м а н н і у м о в и : ^

_ 1 0 Д

#

1

_

0

3

(

(

де /сум — с у м а р н а с и л а с т р у м у п р о т е к т о р і в том, А; Б — д і а м е т р р е з е р в у а р а , м; / к — с и л а с т р у м у к о н т р о л ь н о г о в з і р ц я , мА; 2 5К — п л о щ а к о н т р о л ь н о г о в з і р ц я , м . / 1

Приклад

за

7

4

2

)

проек­

=/ • N п *' '

сум. *

7.2

Р о з р а х у в а т и з а х и с т д н и щ а р е з е р в у а р а Р В С - 1 0 0 0 0 від ґ р у н т о в о ї к о р о з і ї при т а к и х з н а ч е н н я х п а р а м е т р і в : д і а м е т р р е з е р в у а р а О = 34,2 м; п и т о м и й опір ґ р у н т у р г = 20 Ом • м; п р о т е к т о р П М - 5 У (4 = 0,58 м; с/а = 0,165 м ) . П е р е х і д н и й опір « р е з е р в у а р — ґ р у н т » Р ґ — по ф о р м у л і 7.30: 3 4 , 2 - ^ б ) Перехідний

опір

=°'°

ізоляції — по

44

ОМ

"

ф о р м у л і 7.29: 2

Р 0 = 0,044 • 918,6 = 40 Ом • м . Сила

струму д л я захисту днища,

А:

/ = 2 - 918,6 = 1837,2 мА = 1,84 А. Опір р о з т і к а н н ю струму п р о т е к т о р а П М - 5 У — по фор­ мулі 7.33: 20

Рп= у, / і„ 2 • 0,58 Л 1П ( 0,165

,

І

0,58.3,14-2 |я Ш

4 • 0,29 + 0,58 , 1,6 ,„ 0,165\ _ + Ш 4 • 0 , 2 9 - 0 , 5 8 ~20~ О Щ / ~

= 13,94 Орієнтовна

кількість

Д,

п0

-

14*

_,

х Л

Ом.

протекторів:

1,84 - (13,94+1,5) 1 , 6 - 0 , 2 - 1 , 8 4 - 0,044

О, С ' 403

О с т а т о ч н а кількість п р о т е к т о р і в — по ф о р м у л і 7.34:

Приймаємо

N = 28.

Термін с л у ж б и п р о т е к т о р а ( п і д с т а в л я т и м а с у електро­ да без а к т и в а т о р а ) :

Сила

струму протекторної / =

16

установки:

2

=

' —°-

0,044+1,5+13,94

о (№ А '

Приклад 7.3 Р о з р а х у в а т и кількість і термін с л у ж б и м а г н і є в и х про­ т е к т о р і в т и п у П М Р д л я з а х и с т у в н у т р і ш н ь о ї поверхні д н и щ а і п е р ш о г о п о я с а р е з е р в у а р а Р В С - 1 0 000. Р і в е н ь п і д т о в а р н о ї води /г = 0,25 м; питомий е л е к т р и ч н и й опір підтоварної води р е = 2 = 0,23 Ом • м; (/?„,» = 0 , 5 0 Ом • м ) . Розміщення протекторів — кільцеве. К о н ц е н т р а ц і я солей у п і д т о в а р н і й воді С = 0,9 % (тип протектора — П М Р - 5 ) . К і л ь к і с т ь п р о т е к т о р і в в и з н а ч а є м о п о ф о р м у л і 7.38: Л/=

З.

6

•

17

= 3 1

>'.- (17.1+0.25)

С и л а с т р у м у п р о т е к т о р а в и з н а ч а є т ь с я п о ф о р м у л і 7.40: / _

!

іп

= Г) 21 А

0,23 . ( 1 . 4 - 0 , 2 8 ) 4 • 3,14 • 0,25 • 0,28

Термін с л у ж б и

0,5 . 0,14 " '

'

протектора:

7" = 0,1 Р а д і у с з а х и с н о ї дії

1,3 = 3,1 протектора,

року. м:

/ 29,6 о г . , = - і / — ' — = 3 м; у Л

а = 3 - 0 , 2 5 = 2,75 м, де 404

5 3 = ^ - = 2 9 , б 31

2

м .

Перевірка ефективності роботи протекторного захисту 0,3-6,51 ^ 10 . 0,21 34,2 • (34,2 + 4 • 0,25) 0,14

де

/сум.

]0

_з '

= 0 , 2 1 • 3 1 = 6 , 5 1 А. 0,0016<0,015.

З а х и с т буде е ф е к т и в н и м .

7.6. РАЦІОНАЛЬНЕ ВИКОРИСТАННЯ ТЕПЛА (ПАРИ) І ПАЛИВА НА ЗЛИВАННЯ НАФТОПРОДУКТІВ

Раціональне використання тепла (пари) на зливання н а ф т о п р о д у к т і в , ї ї е к о н о м і я м о ж у т ь бути д о с я г н у т і шля­ хом зміни с т р у к т у р и в и р о б н и ч о г о у с т а т к у в а н н я й техно­ логії, в и к о р и с т а н н я в т о р и н н о г о т е п л а .

Зберігання тиску і температури пари на шляху до

місць споживання. Н е о б х і д н о з б е р і г а т и в і д п о в і д н и й т и с к і температуру пари, яка надходить с п о ж и в а ч а м , т а к як з н и ж е н н я параметрів пари призводить до непродуктивної її в и т р а т и . З цією м е т о ю на п а р о п р о в о д а х ( о с о б л и в о з п е р е г р і т о ю п а р о ю ) р е к о м е н д у є т ь с я в с т а н о в л ю в а т и при­ л а д и для спостерігання за температурою і тиском пари. Ці п р и л а д и повинні м а т и д а т ч и к и з д и с т а н ц і й н о ю п е р е д а ч е ю показників на щит оператора. Така система д а є змогу виявляти несправності в п а р о с п о ж и в а ю ч и х технологічних у с т а н о в к а х і п а р о п р о в і д н і й м е р е ж і , п р и й м а т и відповідні заходи щодо їх ліквідації. В а ж л и в о своєчасно виявити «вузькі місця» на паропроводі, щоб провести «розшивку» т а к и х місць ( п е р е к л а д е н н я т р у б о п р о в о д і в на більші діа­ метри).

Заходи по боротьбі з втратами тепла і пари. П р и в и к о р и с т а н н і п а р и на т е х н о л о г і ч н і п о т р е б и — підігрів на­ ф т о п р о д у к т і в у є м н о с т я х і з а л і з н и ч н и х ц и с т е р н а х (паро­ вими п і д і г р і в а ч а м и а б о ч е р е з п а р о в у о б о л о н к у ) — можли­ ві в т р а т и . Н а й б і л ь ш п о ш и р е н и й їх в и д — в т р а т и т е п л а з в и х о д я ч и м к о н д е н с а т о м . Е ф е к т и в н и й спосіб б о р о т ь б и з ними — в с т а н о в л е н н я к о н д е н с а т о з б і р н и к і в а б о ш а й б - о б межувачів, що призводить до різкого скорочення втрат тепла (пари) і гарантує безперебійну роботу паропроводу. І н ш и м видом в т р а т є в т р а т и т е п л а з в и х о д я щ о ю п а р о ю через н е щ і л ь н о с т і у ф л а н ц е в и х з ' є д н а н н я х , с а л ь н и к а х а р м а т у р и , а іноді і на з в а р н и х ш в а х п а р о п р о в о д і в т о щ о . Т а к і в т р а т и т е п л а іноді д о с я г а ю т ь з н а ч н и х р о з м і р і в . Гер405

м е т и з а ц і я споруд т е х н о л о г і ч н о г о у с т а т к у в а н н я з м е т о ю з н и ж е н н я об'ємів вентиляційного повітря сприяє економії тепла в опалювальний сезон. П о л і п ш у ю т ь в и к о р и с т а н н я т е п л а т а к і з а х о д и : автома­ т и з а ц і я і регулювання роботи системи о п а л ю в а н н я , в е н т и л я ц і ї та г а р я ч о г о в о д о п о с т а ч а н н я , з б и р а н н я і повер­ н е н н я к о н д е н с а т у , п р о в е д е н н я г і д р а в л і ч н и х випробову­ в а н ь з метою у с у н е н н я н е щ і л ь н о с т е й у с и с т е м а х тепло­ постачання, своєчасне поновлення ізоляції теплопроводів і використання сучасних теплоізоляційних матеріалів із з а с т о с у в а н н я м покривного ш а р у із металевих листів при н а з е м н о м у п р о к л а д е н н і т е п л о п р о в о д і в і т е п л о і з о л ю ю ч о г о у с т а т к у в а н н я , у с т а н о в л е н о г о на в і д к р и т о м у по­ вітрі.

Зміна структури виробничого устаткування і техно­

логії. З м і н а с т р у к т у р и в и р о б н и ч о г о у с т а т к у в а н н я і тех­ нології п е р е д б а ч а є : — з а м і н у з а с т а р і л и х к о н д е н с а т о з б і р н и к і в новими ма­ логабаритними термостатичними і термодинамічними з о б о в ' я з к о в и м и попередніми в и п р о б о в у в а н н я м и ; — п е р е в е д е н н я п а р о в и х систем о п а л ю в а н н я і венти­ л я ц і ї н а перегріту в о д у ; — герметизацію укриття технологічного устаткування з м е т о ю з н и ж е н н я о б ' є м і в в е н т и л я ц і й н о г о п о в і т р я і, як н а с л і д о к , е к о н о м і ю тепла в о п а л ю в а л ь н и й с е з о н ; — теплоізоляцію витратних резервуарів-мірників; — ш и р о к е в и к о р и с т а н н я с и с т е м и м і с ц е в о г о підігріву нафтопродуктів, які підлягають реалізації; — автоматизацію і впорядкування роботи теплоізолюю ч о г о т е х н о л о г і ч н о г о т а іншого у с т а т к у в а н н я ; — підігрів н а ф т о п р о д у к т і в у р е з е р в у а р а х л и ш е на пе­ ріод відпуску їх н а д а б о п е р е д п е р е к а ч у в а н н я м у в и т р а т н і резервуари; — з а б е з п е ч е н н я у м о в е к о н о м н о ї р об о ти п а р о в и х фор­ сунок у котельних; — п р а в и л ь н е і т о ч н е в і д о б р а ж е н н я е н е р г о є м н о с т і ви­ р о б н и ц т в а у системі обліку е н е р г о з а т р а т і з в ' я з о к її показників із виробничими енергозатратами С Н Н .

Використання вторинного тепла. В и к о р и с т а н н я вто­

р и н н о г о т е п л а в к л ю ч а є в и к о р и с т а н н я т е п л а п а р и вторин­ ного з а к и п а н н я , що утворюється з перегрітого конденсату. П р и н а я в н о с т і н а С Н Н п а р о в и х н а с о с і в слід в и в ч и т и мож­ ливість використання відпрацьованої пари, потрібної д л я о п а л ю в а н н я в и р о б н и ч и х б у д і в е л ь а б о п і д і г р і в а н н я води д л я п а р о в и х котлів. В а р і а н т и в и к о р и с т а н н я в і д п р а ц ь о 406

в а н о ї п а р и необхідно підтвердити т е х н і к о - е к о н о м і ч н и м и розрахунками. З б і р к о н д е н с а т у і н а г л я д за його ч и с т о т о ю на н а ф т о б а ­ зах мають важливе значення у забезпеченні тривалої, е к о н о м і ч н о ї і б е з а в а р і й н о ї роботи п а р о в и х к о т л і в , а д ж е к о н д е н с а т — в и с о к о я к і с н а ж и в и л ь н а в о д а д л я них. Кон­ денсат м о ж н а збирати із системи технологічного пароспож и в а н н я , опалювальної системи та д р е н а ж у паропрово­ дів. П р о т е к о н д е н с а т і з п а р о п і д і г р і в а ч і в р е з е р в у а р і в б у в а є з а б р у д н е н и м н а ф т о п р о д у к т а м и , тому він п і д л я г а є очищен­ ню т а к , як і к о н д е н с а т в і д п р а ц ь о в а н о ї п а р и н а с о с і в , я к щ о його в и к о р и с т о в у ю т ь у п а р о в о д я н и х б о й л е р а х . К о н д е н с а т — хімічно чиста в о д а , т о м у необхідно мак­ с и м а л ь н о з н и ж у в а т и в т р а т и його, п р а г н у т и п о в н о г о з б о р у і м а к с и м а л ь н о г о п о в е р н е н н я його в к о т е л ь н ю .

ЛІТЕРАТУРА 1. В Б Н В.2.2-58.1-94. П р о е к т и р о в а н и є с к л а д о в н е ф т и и н е ф т е п р о д у к т о в с д а в л е н и е м насьіщенньїх п а р о в не вьіше 93,3 к П а . 2 . В Б Н В.2.2-58.2-94. Р е з е р в у а р и в е р т и к а л ьньїе с т а л ь н ь ї е д л я х р а н е н и я нефти и н е ф т е п р о д у к т о в с д а в л е н и е м насьіщенньїх п а р о в не вьіше 93,3 к П а . 3. Х и з г и л о в И. X. Р а ц и о н а л ь н о е и с п о л ь з о в а н и е т о п л и в н о з н е р г е т и ч е с к и х ресурсов на н е ф т е б а з а х и н е ф т е п р о д у к т о п р о в о д а х . — М.: Н е д р а , 1988. 4. Д и з е н к о Е. И., Н о в о с е л о в В. Ф., Тугунов П. И., Ю ф и н В. А. Противокоррозионная з а ш и т а трубопроводов и резервуаров.— М,: Н е д р а , 1978. 5. И н с т р у к ц и я по п р о е к т и р о в а н и ю и р а с ч е т у 3 X 3 МГ и промьісловьіх о б ь е к т о в . — М.: В Н И И С Т , 1980. 6. Б а б и н Л. А., Бьїков Л. И . , В о л к о в В. Я. Типовьіе расчетьі по с о о р у ж е н и ю т р у б о п р о в о д о в . — М.: Н е д р а , 1979.

ДОДАТКИ Додаток 1 Основні параметри компонентів природного газу і повітря Густина при Газ

Критичний тиск, Ркр_, М П а

нормальних умовах, />„, кг/мЗ

К р и т и ч н а темпера­ т у р а , Г кр> , °К

Метан

0,668

4,73

192

Етан

1,263

4,98

305

Пропан

1,872

4,34

370

Бутан

2,519

3,87

425,2

Пентан

3,221

3,44

470

Гексан

3,583

3,09

507

Азот

1,166

3,46

127

Сірководень

1,434

9,18

373

Вуглекислий газ

1,842

7,53

304

Водяна пара

0,750

22,56

647

Повітря

1,293

3,84

134

Додаток 2 Загальна характеристика компонентів, які входять до складу природних газів Параметр

1

Метан

сн 4

Етилен С2Н4

Етан

Пропан

Бутилен

с2н6

2

3

4

5

6

Молярна маса, кг/моль

16,04

28,05

30,07

44,09

56,11

Вміст, %: вуглецю

74,97

85,7

79,96

81,8

85,7

водню

25,03

14,3

20,04

18,2

14,3

408

Продовження

додатка 2

2

3

4

я

6

0,30 0,12

0,39 0,23

0,37 0,23

0,50 0,39

0,61 0,56

0,72 0,67

1,26 1,18

1,36 1,27

2,00 1,87

2,59 2,43

0,55 0,52

0,98 0,91

1,05 0,98

1,55 1,44

2,0 1,8

1,02 1,102

0,98 1,03

0,88 0,94

0,77 0,82

0,7 0,77

14,24 16,18

7,5 8,66

6,35 7,28

3,7 4,26

3,05

6,8

6,4 5,3

6,6 6,1

13,8 10,75

27,1 22,2

1,39 1,49

0,79 0,85

0,74 0,79

0,49 0,53

0,38 0,41

Молярний об'єм, м /моль

22,38

22,25

22,18

21,64

21,6

Температура, °К: кипіння

108,5

169,3

184,37

230,94

226,75

90,5

103,85

89,4

85,15

87,7

1

Густина: рідини, кг/л 3

газу, кг/м

3

по повітрю, кг/м

В'язкість: 7 динамічна / І І О " , Па-с -6

г

кінематична у-ІО , м /с динамічна в'язкість 7 рідкої фази /<І0- , П а с 3

Питомий об'єм, м /кг 3

плавлення Критичні параметри газу: температура, °К

190,6

282,4

305,75

370

419,8

тиск, МПа

4,52

5

4,88

4,34

3,97

молярний об'єм, 3 см /моль

99,5

123,6

147,9

210

24С

3

густина, кг/м

160,6

226,6

204

231

228,1

питомий об'єм, м /кг

0,00662

0,00441

0,0049

0,00455

0,00429

Кількість пари, одержаної при випарюванні рідини: 1 л

417,3

315,5

277,7

257,1

239,2

1393

797,5

746,7

508,0

398,4

518,67

296,15

276,64

188,68

148,18

Октанове число Граничний ступінь стиснення

110 —

100 —

125 —

125 8,15

81 6,29

Коефіцієнт С в рівнянні Сатерланда

164

225

252

278

328,9

3

1 кг Питома газова стала, Дж/(кгК)

409

о

II

О н-1

11

»

О

; 2

2

-2

С Ї З Я " £ Е

2

із

-і

X

Я

•о

5'

§ 3 " "~ Я * 2 ж

р 13 З § -а "З • о і є. ш Ш 5

~

5 ^

"З

8 1 5 в я..

.§ І -

5 8

»

О

З

Р

з

д •

о

5 ••

2

9

2

О *

х

Є

Й 2

8? ^

2 1а

=

О О О 4^

о о

О

00

*(О

І

Й

і

8> = Щ

Я З » -о •

3. Я

•2:.3»

•6-;

5

о

?!

2

2

5

-А

І І

ЇЇ

о о

оо

Ю

у» 2 ; X-

^

N1

О

~ о о :

і— о и о

>о %,

Ю

=1 о о

(О

* о

іл

, 4к ХЇ ~

в

м

О 00

•—

Ію

мім

оіо

• " 1

і—

(О ю *. о

І" "Г Ш І "

о|о

К о о юи ьИ > •им. . о її

р

о о

>о

І

І

І

рір р\р

оЬ о о о\)чс

ос|оо

О І О

—І —

і—

<Л

І

*•

І

І

І

£

1 1 2

І

І І

І

І І

* і Додаток Фізико-хімічні властивості газів Метан СН4

Етилен С2Н4

с2н6

с3н8

Бутилен С4Н8

н-Бутан «-С4Н|0

Їзо-Пентан оо-С5Н|2

Водень

Параметр

2

3

4

5

6

7

8

9

1

в атмосферному повітрі

--

3

200

100

—

0,5

— —

3

у воді водоймищ

— —

0,2

—

— — —

1,9

Гранично допустимі кон­ центрації шкідливих речовин, мг/м :

Етан

Пропан

Межа вибуховості газів у суміші з повітрям при Г = 2 7 3 °К, Р = 0,1 МПа, %: нижня

5,3

2,8

3

2,2

верхня

15

28,6

12,5

9,5

9,5

7,3

«2

1,3

4,1

8,5

8

74,6

6,6

6,7

70,5

9,7

25,8

з повітрям

913

813

803

723

788

763

743

783

з киснем

931

773

758

763

718

733

683

813

2,167

1,46

1,65

1,43

1,59

1,59

Різниця між межами, % Температура спалаху, °К:

Теплоємність, кДж/К: при сталому тиску

1

З

Продовження 1

2

3

4

5

6

7

при сталому об'ємі

1,65

1,12

1,37

1,36

1,43

1,45

у рідкій фазі при -Р-0,1 МПа

3,45

2,41

2,95

2,22

Теплота згоряння, кДж/м

3

8

9

—

—

157 640

12 752

2,23

63 039

121 434

додатка З

вища газової фази

49 948

—

69 685

99 173

—

128 590

—

—

нижча газової фази

35 797

99 063

63 723

91 251

113 508

118 645

145 822

10 755

нижча рідкої фази

21 850

—

22 479

24 677

28 579

—

—

кисню

2

3

3,5

5

6

повітря

9,52

14,28

16,66

23,8

28,56

2313

2553

2373

2383

2473

— — —

0,11

0,059

0,065

0,053

0,049

0,049

0,105

—

0,682

0,45

—

0,477

Потреба при горінні на 3 1 м газу, м :

Жаропродуктивність газу, °К

8

0,5

38,08

3,38

2393

2508

— —

—

Коефіцієнт теплопровід­ ності, Вт/(м-К): пароподібних компонентів рідких компонентів

'іЩщ'і

Я Щ Ц Щ Щ Ц П І

ІД-^ШИІІІІІИ^ Додаток Значення коефіцієнтів А і В у рівнянні вологовмісту газу

л

в

Температура, °К

А

в

Температура, °К

А

в

1

2

3

4

5

6

7

а

9

233

0,145

0,00347

281

8,2

0,063

329

126

0,487

235

0,178

0,00402

283

9,39

0,0696

331

138

0,521

237

0,219

0,0465

285

10,72

0,0767

333

152

0,562

239

0,267

0,00538

287

12,39

0,0855

335

166,5

0,599

241

0,323

0,00623

289

13,94

0,093

337

183,3

0,645

243

0,393

0,0071

291

15,75

0,102

339

200,5

0,691

245

0,471

0,00806

293

17,87

0,112

341

219

0,741

247

0,566

0,00921

295

20,15

0,1227

343

238,5

0,793

249

0,677

0,01043

297

22,8

0,1343

345

260

0,841

251

0,804

0,01168

299

25,5

0,1453

347

283

0,902

253

0,96

0,0134

301

28,7

0,1595

340

306

0,965

255

1,14

0,0151

303

32,3

0,174

351

335

1,023

Температура,

а

К

4

Продовження 1

2

3

4

5

б

7

8

додатка 4 9

257

1,35

0,01705

305

36,1

0,189

353

363

1,088

259

1,59

0,01927

304

40,5

0,207

355

394

1,148

261

1,868

0,02165

309

45,2

0,224

357

427

1,205

263

2,188

0,0229

311

50,8

0,242

359

462

1,25

265

2,55

0,0271

313

56,2

0,263

361

501

1,29

267

2,99

0,3035

315

62,7

0,285

363

537,5

1,327

269

3,48

0,0338

317

69,2

0,31

365

582,5

1,381

271

4,03

0,377

319

76,7

0,335

367

624

1,405

273

4,67

0,0418

321

85,3

0,363

369

672

1,445

275

5,4

0,0464

323

94

0,391

371

725

1,487

277

6,225

0,0515

325

103

0,422

373

776

1,59

279

7,15

0,0571

327

114

0,454

375

1093"

2,62

Додаток 5 Основні параметри циклонних пиловловлювачів Тип пиловловлювача Параметр

п/п

і і

2

3 4

гп-

гп

426.00.000

144.00.000

3

4

5

2

мультицнкл. 6

3

Продуктивність, млн м /добу, при робочому тиску: Р - 4 МПа Р = 5 МПа Тиск робочий, МПа Максимальний тиск, МПа Фракційна ефективність очищення в % не менше при розмірах твердих часток, мкм: 5—10 10—20 20—40 40

5

Температура сереловища °С

6

Теплоносій

7

Кількість циклонів

8

ГП-105

ГП692.01.000

Робочий тиск теплоносія,

15 5 5,5

5,5

20

6,4

7,5

3,92 5,48

80 95 98 100

5

80 95 98 100 від — 2 5 до 100

вода з температу рою 1^!0°С 187 5 5

0,5

0,5

0,5

Діаметр ПУ, мм

1200

1850

2000

1600

10

Діаметр циклона, мм

350

600

600

60

11

Габарити, мм: ширина висота

2240 5675 1360

3250 9300 1533

3500 9500 1550

6800

23 000

31 000

МПа 9

12

Питомі металозатрати, 3 кг/млн м

13

Маса, кг

Додаток

Найваясливіші

фізичні

6

сталі

1. Одиниці вимірювання температури по шкалах Цельсія ( ґ с ) , Фаренгейта (ґ Р ), Реомюра ( 7 К ) , Кельвіна (Тк) і Ранкіна (7" Р ): ' с = 4 ' к = 4

СР-32);

4 4 /к = -у /с = -д- « Р - 3 2 ) ; 415

Продовження

'

р =

т'

с + 3 2 =

т'

Гк = -|гР;

додатка 6

к + 3 2 ;

Гк = > с + 2 7 3 .

2. Співвідношення позасистемних одиниць з іншими одиницями СІ: 1 П (фут) - 0,3048 м Довжина: 1 ті (миля) - 1609,34 м 1 іп (дюйм) - 2,54 см. Маса: 1 ІЬ (фунт) - 0,45359 кг 2 2 Площа: 1 її (квадратний фут) - 0,0929930 м 2 1 ас (акр) - 4046,86 м 3 Об'єм: 1 ЬЬі (из) (баррель США) - 0,158987 м 3 3 1 гаї (из) (галон США) - 0,00378541 м - 3,7 дм - 3,7 л 3 3 Густина: 1 ІЬ/Гі (фунт на кубічний фут) - 16,0185 кг/м 3 1 1Ь/£а1 (фунт на галон) - 119,829 кг/м 3 3 1 Г^/ЬЬІ (кубічний фут на баррель) =0,17811 м /м 1 ІЬІ (фунт-сила) - 4,44822 II 1 ат (технічна) = 0.980665 бар. 1 кгс-м (кілограм-сила-метр) = 9,80665 Нм 1 ІЬ-гі (фунт-сила-фут) = 1,35582 Нм 5 1 бар. = 110 Па 3 1 рхі (фунт-сила на квадратний дюйм) - 6,89476-10 Па 2 1 1Ьг/Гі (фунт-сила на квадратний фут) = 47,8803 Па 6 1 к.с.г. (кінська сила-година) = 2,64780-10 Дж 1 к.с. (кінська сила) = 735,4988 Вт 1 ІЬГ-П/з (фунт-сила-фут у секунду) = 1,35582 Вт 1 Ьр (британська кінська сила) = 745,7 Вт 1 Вш/ї (британська одиниця тепла в секунду) = 1055,06 Вт

Додаток 7 Співвідношення одиниць СІ з іншими одиницями вимірювання Найменування

Переведення з інших

П е р е в е д е н н я з СІ

одиниць

с и с т е м у Сі

в інші с и с т е м и

1

2

3

3

3

Маса

1 г = 10

Густина

1 г/см - 1000 кг/м

3

кг

1 кг= 10

3

3

3

3

1 кг/год = 278-10"

6

41Ь

3

3

г/см

3

1 кг/м = 10" т/м кг/с

3

Об'ємний розхід

3

3

1 т/м = 1000 кг/м Масовий розхід

г

1 кг/м = 10"

1 кг/с = 3600 кг/год

1 т/год = 278 10- кг/с

1 кг/с = 3,6 т/год

1 кг/хв- 16,7-10

1 кг/с = 60 кг/хв

3

3

кг/с 3

3

3

1 м /год = 278 10-* м /с

1 м /с = 3600 м /год

1 л/год-278 10" м /с

1 м /с = 3,6 10

1 л/хв = 16,7-10"

1 м /с = 6 1 0

9

6

3

3

м /с

3 3

6

4

л/год

л/хв

Продовження

7

3

2

1

додатка

1 Н - 0 , 1 0 2 кгс

Сила

1 кгс = 9,81 Н

Тиск

1 кгс/см - 98066,5 Н/м

2

2

2 2

2

2

1 кгс/м = 9,81 Н / м = 1 мм вод. ст.

1 Н / м - 0 , 1 0 2 кгс/м

1 мм рт. СТ. 2 - 133,322 Н/м

1 Н/м - 7,50-10" рт. ст.

1 мм вод. ст.- 9.81 Н/м

2

2

3

мм

2

1 Н/м -0,102 мм вод. ст.

5

1 бар - 10 Па

2

1 Втг-3,610

2

1 Н/м = 9,87-10" 2

атм

атм

7

4

1 Дж = 2,78 1(г

Дж

2

Вт-г

1 Дж = 0,239 кал 3

6

1 Дж-239-10-

Дж

ккал

1 кгс-м-9,81 Дж

1 Д ж - 0 , 1 кгс-м

1 к.с.-735,5 Вт

1 Вт= 1,36-10"

1 ккал/г = 1,163 Вт

1 В т - 0 , 1 0 2 кгс м/с

1 кал/с - 4,19 Вт 1 Д ж / с - 1 Вт

1 Вт = 0,86 ккал/г

3

3

1 Н-с/м - 10 Пз 2

2

2

6

3

1 Н-с/м - 10 2

1 кгсс/м = 9,81 Н-с/м 2 4 2 1 с м / с - 1 Ст-10" м /с 1 с С т - ІО

к.с.

2

2

1 П з - 0 , 1 Н-с/м -0,1 П а с 1 с П з - ІО Н-с/м

В'язкість кінематична

6

1 Н/м = 1,02-ІО" кгс/мм

6

3

1 ккал-4,19-10

В'язкість динамічна

2

1 кгс/мм - 9,81 • ІО Н/м

1 кал - 4,19 Д ж

Потужність

5

1 Н/м - 1,02-10"

2

Енергія, кількість теплоти, робота

2

1 ат (техн.) = 1 кгс/см 5 2 -0,981 - ІО Н/м " - 735,6 мм рт. ст. — 10 м вод. ст. Іатм (фізич.) - 760 мм рт. ст. - 101 325 Па

2

м /с

2

сПз

1 Н-с/м -0,102 кгсс/м 2

4

2

6

1 м /с-10 1 м /с - 10

Ст сСт

Питома теплоємність

1 ккал/кгс-град- 4 , 1 9 кДж/кг-К

1 кДж/кг-К - 0 , 2 3 9 ккал/кг-град.

Коефіцієнт теплопровідності

1 ккал/м-г-град - 1,163 Вт/мК

1 Вт/м-К= 0,86 ккал/м-г-град.

Коефіцієнт тепло­ передачі

1 ккал/м -г-град = 2 = 1,163 Вт/м К

2

1 Вт/м -К2 - 0 , 8 6 ккал/м т-фад.

Частота обертання

1 об/с - 1 С"1 І об/хв = 0,016 <г'

1 с-' - 1 об/с - 60 об/хв - 3600 об/г

1 об/г-0,27-10" Теплота згоряння палива

3

2

2

1

с"

1 ккал/кг = 4,19 кДж/кг

1 кДж/кг-0,24 ккал/кг

417

Додаток Типи і конструкція захисних покриттів для підземних трубопроводів (згідно ВБН-008-88) № п/п

Вид покриття

Т и п покриття

Умови н а н е с е н н я покриття

Конструкція з а х и с н о г о покриття

Товщина п о к р и т т я , мм

2

3

4

5

6

Трасові або базові

Ґрунтовка бітумно-полімерна типу ГТ-760-ИН із розходом не менше 2 0,1 кг/м

1

1

2

3

Бітумне (для трубо­ проводів діаметром до 1020 мм вкл.)

Посилений

Бітумне (для трубо­ проводів діаметром до 820 мм вкл.)

Посилений

Бітумне (для трубо­ проводів діаметром до 820 мм вкл.)

Нормальний

Трасові

Те саме

Мастика бітумно-гумова по ДСТУ 15836-79 або бітумно-полімерна типу «ІЗОБІТЕП» із шаром склополотна типу ВВ-К або ВВ-Г Мастика по ДСТУ 15836-79 -або «ІЗОБІТЕП» із шаром склополотна типу ВВ-К або ВВ-ГОбгортка захисна типу «ПЕКОМ» Ґрунтовка типу ГТ-760-ИН із розхо­ 2 дом не менше 0,1 кг/м Мастика по ДСТУ 15836-79 або «ІЗОБІТЕП» із шаром склополотна типу ВВ-К або ВВ-Г Обгортка захисна типу «ПЕКОМ» Ґрунтовка типу ГТ-750-ИН із розхо­ 2 дом не менше 0,1 кг/м Мастика по ДСТУ 15836-79 або «ІЗОБІТЕП» із шаром склополотна типу ВВ-К або ВВ-Г Обгортка захисна типу «ПЕКОМ»

3,0

2,5

0,6

5,5

0,6

4,0

0,6

Продовження додатка 8

Пластобіт-40 (для тру­ бопроводів діаметром до 1020 мм)

Епоксидне

Посилений

Те саме

Поліетиленове (для всіх діаметрів)

Стрічкове полівінілхлоридне (діаметр до 1220 мм вкл.)

Нормальний

Трасові або базові

Заводські або базові Те саме

Трасові або базові

Ґрунтовка типу ГТ-760-ИН чи бітумно-бензинова по ДСТУ 9.015-74 або ґрунтовка ГТ-831 НИ Мастика на основі пластифікованого бітуму «ІЗОБІТЕП» або МБР-100, МБР-90 Стрічка полівініл-хлоридна без підклеючого шару Обгортка захисна типу «ПЕКОМ» Фарба епоксидна порошкова

0,07

3,0

0,4 0,6 0,35

Поліетилен екструдований або напи­ лений для труб діаметром: а) до 1020 мм б) 1020 мм і більше Ґрунтовка типу ГТ-760-ИН або ГТ-831-НИ з розходом не менше 2 0,1 кг/м Стрічка полівініл-хлоридна липка типу ПВХ-БК, ПИЛ, ПВХ-Л, ПВХ-СК, 2 шари Обгортка захисна типу «ПЕКОМ», «ПЕКОМ-М», ПДБ, 1 шар

2,5 3,0

0,8

0,5

8

Продовження 1

і

2

8

Стрічкове полівінілхлоридне (для трубо­ проводів діаметром до 1220 мм)

9

Стрічкове поліети­ ленове (для трубо­ проводів діаметром до 1420 мм вкл.)

Посилений

Те саме

додатка 8

4

5

Трасові або базові

Ґрунтовка ГТ-760-ИН або ГТ-831-НИ 2 з розходом не менше 0,1 кг/м

—

Стрічка полівініл-хлоридна типу ПВХ-БК, ПИЛ, ПВХ-СК, 2 шари Обгортка захисна типу «ПЕКОМ», «ПЕКОМ-М», ПДБ, 2 шари

0,8

Те саме

6

1,0

Ґрунтовка ГТ-760-ИН або ГТ-831-НИ 2 з розходом не менше 0,1 кг/м Стрічка поліетиленова дубльована за вимогами ДСТУ 25812-83, 1 шар

0,6

Обгортка захисна типу «ПЕКОМ», «ПЕКОМ-М», ПДБ або імпортна, 1 шар 10

Стрічкове поліети­ ленове (для трубо­ проводів діаметром до 1420 мм)

»

»

Ґрунтовка типу ГТ-831-НИ або імпортна Стрічка поліетиленова радіаційно-мо­ дифікована типу «РАМПОЛЕН» або імпортна, 1 шар Обгортка захисна типу «ПЕКОМ», «ПЕКОМ-М», ПДБ, 1 шар

11

Стрічкове кремнійорганічне (для трубо­ проводів діаметром до 1420 мм)

»

»

Ґрунтовка «ВІКСІНТ-У-4-21» із роз­ 2 ходом 0,4 кг/м Термостійка ізоляційна стрічка «ЛЕТСАР-ЛПТ» марки А (1 шар) або «ЛЕТСАР-ЛПТ» марки Б (1 шар), або «ЛЕТСАР-Т» (1 шар)

0,5

0,6

0,5

1,2 0,6 0,7

Продовження 5

4

3

2

1

Обгортка захисна типу «ПЕКОМ», «ПЕКОМ-М», ПДБ, 1 шар 12

13

Стрічкове поліети­ ленове дубльоване (в т. ч. імпортне) для трубопроводів діамет­ ром до 1420 мм

Посилений

Склоемалеві (для тру­ бопроводів діаметром до 720 мм)

Те саме

Трасові або базові

Заводські

додатка 8

Ґрунтовка з розходом не менше 2 0,1 кг/м Стрічка поліетиленова дубльована, 1 шар Липка захисна обгортка, 1 шар 1 шар

б

0,5

— 0,6 0,6 0,35

ПОКРИТТЯ ДЛЯ НАДЗЕМНИХ ТРУБОПРОВОДІВ

14

Металічне (діаметр не обмежений)

15

Лакофарбове (діаметр не обмежений)

Примітка:

—

Заводські або базові

Одношарове

0,2

Те саме

Багатошарові (по ТУ на матеріал)

0,2—0,5 (по ТУ на матер.)

На переходах під автомобільними дорогами, залізницями та підводних переходах товщину шару липкої

стрічки приймати не менше 1,2 мм (не менше 2-х шарів) і не менше 2-х шарів захисної обгортки.

Додаток 9 Основні фізико-механічні властивості бітумних ізоляційних матеріалів Ф і з и к о - м е х а н і ч н і властивості мастик

Марки м а с т и к

Температура розм'якшення

Глибина п р о ­ никнення ГОЛ­ е КИ п р и 25 С

по КІШ, не менше °С

в десятих частках, мм,

Допустима температура, *С

Розтяжність п р и 25 °С, не менше, см

не менше

1

2

(мастик)

Продукту, який транспор­ тується по трубопроводу, не більше

Оточуючого повітря п р и нанесенні в межах

С к л а д , % по вазі

Бітуми н а ф т о в і ізоляційні

Гумова крошка з

БН-70/30

БН-90/10

амор­ тизованих автошин

8

9

3

4

5

6

7

Пластифі­ катор <зсленс масло)

10

МБР-65

65

40

4

25

+ 5 -І- «- 30»

88

5

7

МБР-75

75

зо

4

25

+ 15 •*•«- 15»

88

7

5

МБР-90

90

20

3

35

+ 35 + «- 10»

93

7

5

МБР-100-1

100

15

2

40

+ 40 + «- 10»

45

МБР-100-2

100

15

2

40

+ 40-т-«- 10»

45

10

83

12

5

Додаток 10

Матеріали •/п

Марка матеріалу

основа

клеєвий шар

4

5

3

2

1

Т о в щ и н а , мм

Т е х н і ч н і умови

/.

Ізоляційні

липкі

6

Маса, 2

1 м /кг

7

стрічки

1

Полівініл-хлоридна ПВХ-БК

ТУ-102-166-84

ПВХ

БК композиція

0,4+0,05

0,51

2

Полівініл-хлоридна ПВХ-Л

ТУ-102-320-86

ПВХ

ПВХ композиція

0,4±0,05

0,50

3

Полівініл-хлоридна ПИЛ

ТУ-619-103-85

ПВХ

ПВХ композиція

0,4±0,05

0,50

4

Полівініл-хлоридна ПВХ-СК

ТУ-102-340-88

ПВХ

ПВХ композиція

0,4±0,05

0,50

5

Поліетиленова вана, ЛДП

ТУ-102-376-84

ПЕ

Бутил-каучукова композиція

0,6±0,05

0,75

6

Термостійка кремнійорганічна «ЛЕТСАР-ЛПТ»:

ТУ-38-103-418

Полімерна стрічка

Силоксанова

гума

1,2+0,2

ТУ-38-103-418

Склотканина

Силоксанова

гума

0,6+0,1

0,8

0,7±0,1

0,85

0,6+0,5

0,70

дубльо­

а) марка Б б) «ЛЕТСАР-Т» 7

Поліетиленова «Рамполен 205-20» радіаційно-модифікована

ТУ-38-403-519-85

Склотканина

Силоксанова

гума

ТУ-6-19-051-522-84

ПЕ радіаційномодифікована

БК композиція

1,3

Продовження

//. 1

«ПЕКОМ»

2

«ПЕКОМ-М»

3

ПДБ

ТУ-21-27-49-76

4

Стрічка ПВХ

ТУ-6-19-240-84

ПЕ композиція

також

ГТ-760 ИН

ТУ-02-340-83

2

ГТ-831 НИ

ТУ 102-349-83

3

ГТ-832 НИК

ТУ-102-350-83

4

«ВИКСИНТ-У-4-21»

ТУ-38-103418-83

—

Г Г Г ~ ~ ~ " * ~ ~

0,6±0,05

0,53

також

0,6±0,05

0,53

»

0,55±0,05

0,58

0,4±0,05

0,50

ПВХ

1

10

Обгортки

ТУ-102-320-86

III.

додатка

Клейові

грунпювки

^^:ГТТГ^ГГГ~'""Г"'~''"

~ " '

• Додаток

11

Основні характеристики (довідкові) імпортних ізоляційних стрічок, липких обгорток і клейових ґрунтовок Т о в щ и н а , мм № п/п

Марка м а т е р і а л у

ОСНОВИ

загальна

/.

адгезіву

Ізоляційні

Міцність при роз­ тягуванні, кгс/см ширини

Видов­ ження при розриві.

Адгезія до праймованої сталі, кгс/см ширини

Адгезія до основи

СТрІЧКИ, кгс/см ширини

Маса, 2 1 м /кг

Ґрунтовка <краймер>

0,664

НІТТО

стрічки

і

Полікен 980-25 (США)

0,635

0,330

0,305

6,20

400

2 3 4

Тек-Рап 240-25 (США) Нітто-53-635 (Японія) Фурукава Рапко НМ-2 (Японія)

0,635 0,635

0,330 0,380 0,340

0,305 0,255 0,300

5,36 7,60 7,00

400 570

5

Альтене

0,330

0,305

6,20

500 400

6

Пластизол 635

0,300

7,60

500

»

»

0,702

1

— — 10,0

350

»

0,653

11,0

580

більше 0,30 те саме » »

—

—

(Італія)

0,640 0,635

(Югославія)

0,630

0,330

Полікен 955-25 (США)

0,635

0,508

0,127

2 3

Тек-Рап 260-25 (США) НІТТО-56-РА-4 (Японія)

0,635 0,635

0,500 0,535

0,135 0,100

4 5 6

Фурукава Рапко РВ-2 (Японія)

0,635

0,500

Альтене 205-25 (Італія) Пластизол 6010 (Югославія)

0,635 0,635

0,500 0,500

0,135 0,135 0,135

100-25

II.

не мен­ більше ше 1,5 0,35 те саме те саме » » » » » »

0,735 0,629 0,648 0,664

К-80 те саме » » Альтене Р-19 Примол 8-40

Обгортки

—

—

400

380

» » »

» »

0,680 0,670 0,633 0,653 0,673

П р и м і т к а : Допустимі відхилення по товщині ізоляційних стрічок і обгорток становлять від -5 % до +10 %.

— — — — — —

Додаток 12 Кремнійорганічне ізоляційне покриття для труб діаметром 57—1420 мм, арматури і з'єднуючих деталей Властивості кремнійорганічних композицій: за вимогою замовника

Колір Товщина, мкм Умовна в'язкість КОК при 20 °С по віскозиметру ВЗ-4, с Час твердіння при (20—2) °С, год Міцність покриття при ударі, н-м не менше

150—470 150—180 24—48 7,5

Еластичність покриття при згині, мм, не більше Адгезія, бал.

5,0 1—2

Радіус катодного відшарування при (20—10 °С) Діелектрична міцність покриття, кВ/мм

18 . 50—60 2

Перехідний опір покриття, Ом-м

•106- -5-107

Водопоглинання за 60 діб, % мас.

0,5- -0,6

Переваги кремнійорганічних покриттів полягають у на­ ступному: орієнтація на українську сировину при виробництві захисних композицій, основну складову яких — кремнійорганічні лаки — виготовляє виробниче об'єднання «Кремнійполімер» (Запоріжжя), яке уклало довгострокові угоди на поставку сировини, і її обсяги при потребі будуть збільшені. Решта складових — модифікатори та наповнювачі — недефіцитні й зорієнтовані на відходи виробництва. Додаток 13 Норми розходу (рекомендаційні) імпортних адгезійних праймерів (клейових ґрунтовок) на 1 км трубопроводу, тоїш № п/п

Діаметр трубопро­ воду, мм

Поліксн-919-

Нітто В-300

Ф у рукава

(Нітто К - 3 0 0 )

(Нігто К-300),

Р а п к о Е-16,

питомий роз­

питомий роз­

п и т о м и й роз­

хід 0 , 0 8 0 л/м2

хід 0,090 л/м

хід 0,90 л/м2

2

А л ь т е н е Р-19, питомий роз­ хід 0 , 0 8 0 л/м2

Примол 5 - 4 0 , питомий роз­ х і д 0,10 л / м 2

7

1

2

3

4

5

б

1

1020

0,282

0,317

0,317

0,282

0,353

2

1220

0,337

0,380

0,380

0,337

0,422

3

1420

0,393

0,442

0,442

0,393

0,491

П р и м і т к а : Норми розходу встановлені з урахуванням коефіцієнта на невраховані втрати — 1,1.

426

Додаток

14

Норми розходу (рекомендаційні) імпортних ізоляційних стрічок і обгорток на 1 км трубопроводу

1 шар

Е

ІІ

А

|г,' Е

.ї

О О

2

1 шар

2 шари

ЯЗ

1

_Е

шари

о"

1 шар

2 шари

1 шар

2 шари

І

Стрічка НМ-2 2 (маса 1 м — 0,648 кг)

а

33

2

& •О чО

Обгортка 56РА-4

Діаметр трубопроводу, мм

(маса 1 м — 0,670 кг)

№ п/п

Стрічка 980-25 2 (маса 1 м — 0,664 кг)

Найменування матеріалу

1 шар

2 шари

Ті «П

£

а

н о

О 1

1

2 шари

зі

аі 1

І

1

сЗ «

шар

І

гч 8 О 1

«АЗ а. о

?

X 6 •*

3

31

3 8і

її

Г-

(в

_Е і шар

2 шари

1 шар

2 шари

1 шар

2 шари

8

о

шар

«

Іг

шари

і

1020

2,51 5 , 2 9 2,47 5 , 2 0 2,61 5,51 2,58 5 , 3 3 2,45 5 , 1 6 2,39 5 , 0 4 2,51 5 , 2 9 2,47 5 , 2 0 2 , 6 5 5 , 5 9 2 , 5 4 5 , 3 6

2

1220

3,0

3

1420

3 , 4 9 7 , 3 6 3 , 4 3 7,24 3,64 7,67 3 , 5 2 7,42 3,41 7,18 3,33 7,01

6 , 3 2 2 , 9 5 6,22 3 , 1 2 6,59 3,03 6,38 2,93 6,17 2,86 6,03 3,0

6,32 2 , 9 5 6 , 2 2 3,17 6,68 3 , 0 4 6,41

3,49 7,36 3 , 4 3 7 , 2 4 3 , 6 9 7 , 7 8 3,54 7 , 4 6

П р и м і т к а : Норми розходу встановлені для рулонів і обгортки шириною 457 мм з урахуванням коефіцієнтів: а) на нахльост при одношаровій ізоляції — 1,09; б) на нахльост при двошаровій ізоляції — 2 , 3 ; в) на невраховані втрати — 1,08.

«і* ю

4ь

N Префікс

Тера

Гіга

Мега

Гекто

Кіло

Дека

Деци

N3

І

Т. % ~і н

3 к » В^ х » воду, мм

325

426

530

720

О

Ш

ГТ-83І-НИ

ГТ-760-ИН

0,208

0,273

0,338

0,460

0,524

°

У-4-21»

1

о

2

о

-о

в

5'

з

ге ч "•2-й

"О. о^

"<

«ВИКСИНТ

0,449

0,589

0,731

1,133

0,995

і

1,410

О

І

о

н

„

1,686

ЇЙ

в я

ї ї ": -І » з 2

§ З! в ?

І

5 "2. е. І ' В 1 - 8

5 Зч З

» о

" З

•8-І

»

' , 1 x 8 К Р З ,

8^ " . з

й

4и в. *

8 1 4

2

- І-8 і 8

0,652

п

820

в

И"8

1,962

м

Ж

0,780

00

О

ажл •--§§•

•&

2 о

о

а

* І

3

кник

о О О О О <о 6 > ш & N

о

1

£5 її в

0,908

2

"8

Позна іення

2

Санти

Я

в н

7?

Я |

1020

О- О* чО —

5 £ Ї

1220

о

ІОЖНІІК

о

Міллі

Я

о

Мікро

Піко

-в-

о

На і ю

Атто о

Фемто

в

® «г

Я

5 я " -З 5

І §

1420

2

9

я

§ 3 8 » 3

X

5

З § Е » §

ге ^

О

«а О

2 в

я

Діаметр трубопро­

-і

*

ю

і

значення

Із

' 'вІ вІ «І Іь 8 8 | | I I І * V н. а. а

Со

| З В

р

За

Ю 00

13

•о ч о ?! 2 О

г- О

,5

8 » о

* ге

ге

2

5 Я

Є'

•&

•о »

X

о

(Я

»

Ьа \ 2

я

•о

Додаток

16

Норми розходу (рекомендаційні) ізоляційних стрічок і обгорток виробництва країн СНД (на 1 км трубопроводу, тонн) Найменування матеріалів № п/п

Діаметр трубопроводу

«ЛЕТСАР-ЛПТ»

пвх-л ПВХ-БК

пил

КОМ»

1

2 шари

2 шари

шар

2 шари

шар

325

1,756

1,722

1,005

2,583

1,936

2

426

2,225

2,182

1,318

3,273

3

530

2,302

2,257

1,477

3,386

4

720

3,029

2,970

2,010

4,454

5

820

3,450

3,383

2,289

5,073

6

1020

4,291

7

1220

5,132

8

1420

1

Примітки:

«ПЕ­

лдп

ПВХ-СК

1

2 шари

І шар

2 шари

І шар

2 шари

1 шар

ПЕ­ КОМ-М»

2 шари

4,975

1,192

3,062

1,266

3,253

0,710

1,825

2,538

6,303

1,562

3,879

1,659

4,121

0,931

2,313

2,844

6,521

1,750

4,013

1,860

4,264

1,044

2,393

3,871

8,579

2,382

5,279

2,531

5,609

1,420

3,148

2,883

6,388

1,618

3,585

4,409

9,771

2,713

6,013

3,375

7,479

3,586

7,946

2,012

4,459

4,207

2,847

6,310

5,484

12,153

5,032

3,406

7,548

6,559

14,536

4,036

8,945

4,289

9,505

2,407

5,334

3,964

8,785

7,634

16,919

4,698

10,412

4,992

11,063

2,801

6,208

Норми розходу встановлені з урахування того, що: 1) нахльост при одношаров„«оляцп _

2) нахльост при двошаровій - 5 0 % ширини плюс 0,04 м; 3) коефіцієнт неврахованих втрат Х - 1 , 0 8 для вск м а т е »

крім^ТСАрХГдГ^ТСАР-ЛІТТ» діаметрів — 0,225 м. СО

К-1* 4) ширина рулона для діаметрів 530 і більше прийнята 0,45 м; для менших

ЗМІСТ Частина І. Г А З О П Р О В О Д И І Г А З О С Х О В И Щ А

З

Р о з д і л 1 . Фізико-хімічні властивості природних газів . . . 1.1. Основні параметри газів 1.2. Термодинамічні властивості газів 1.3. Токсичні і теплові властивості природних газів . . . Р о з д і л 2. Підготовка газу до дальнього транспортування . 2.1. 2.2. 2.3. 2.4. 2.5.

З З 10 15 .

Очищення газу від механічних домішок, сірководню та вуглекислоти Конструкції пиловловлювачів Технологічний розрахунок масляного вертикального пиловловлювача Осушення газу і боротьба з гідратоутворенням . . . Експлуатація і ремонт апаратів по очищенню й осу­ шенню газу

Р о з д і л 3. Транспортування газу 3.1. Види транспортування природного газу 3.2. Склад споруд лінійної частини магістральних газопро­ водів 3.3. Влаштування та обладнання компресорних стан­ цій (КС) ' 3.4. Експлуатація устаткування КС 3.5. Експлуатація та ремонт лінійної частини трубопрово­ дів і арматури 3.6. Ремонт устаткування газопроводів 3.7. Розрахунки лінійної частини магістрального газопро­ воду 3.8. Розрахунки устаткування КС 3.9. Затрати газу при експлуатації магістральних газопро­ водів . . . 3.10. Втрати газу при експлуатації газопроводів 3.11. Допоміжні системи КС 3.12. Існуючі методи діагностики магістральних трубопро­ водів і концепція її розвитку Р о з д і л 4. Розподіл газу

18 25 33 46 71 76 76 78 82 90 95 114 121 138 158 164 170 193 201

4.1.

Газорозподільні станції магістральних газопроводів .

4.2.

Газорегуляторні

4.3.

Використання газу як моторного палива

.

201 248

пункти

Р о з д і л 5. Зберігання газу 5.1. Сховища для газу 5.2. Газонаповнювальні станції вих газів

430

18

(ГНС)

зріджених

289

нафто­

304 304 313

Розділ 6.1. 6.2. 6.3. 6.4. 6.5. 6.6.

6. Корозія металів і методи боротьби з нею . . . . Види корозії Захист газопроводу від корозії Розрахунки захисту трубопроводів від корозії . . . . Розрахунок параметрів катодного захисту в міських умовах Дренажний захист трубопроводів Протекторний захист трубопроводів

Частина II. С К Л А Д И ТІВ Розділ 7.1. 7.2. 7.3. 7.4. 7.5. 7.6.

Додатки

НАФТИ

І

336 336 336 341 350 357 365

НАФТОПРОДУК­

7. Зберігання нафти і нафтопродуктів Фізико-хімічні властивості нафтопродуктів Резервуари Зберігання нафти і нафтопродуктів Витрата паливної енергії на зливання нафтопродук­ тів Захист сталевих резервуарів від корозії Раціональне використання тепла (пари) і палива на зливання нафтопродуктів

375 375 375 379 383 392 395 405 408

ДОВІДКОВЕ

ВИДАННЯ

Розгонюк Василь Васильович Хачикян Левон Альбертович Григіль М и х а й л о Андрійович та

інші

ЕКСПЛУАТАЦІЙ НИКОВІ ГАЗОНАФТОВОГО КОМПЛЕКСУ

довідник

Редактори Ковбаса С. М., Злотникова Л. В. Х у д о ж н і й редактор Ткаченко М. І.

Підп. до друку 14.04.98. Формат 8 4 Х І 0 8 ' / 3 2 . Папір офсетний. Гарн шрифта літературна. Друк високий. Ум.-друк. арк. 21,48. Тираж 6000 пр Зам. № 7—1120. Видавництво «Росток», 252035, м. Київ-35, вул. Саксаганського, 13/42. Головне підприємство республіканського виробничого об'єднання «Поліграфкнига», 252057, Київ-57, вул. Довженка, 3.