Земенков Ю.Д. (ред.) Эксплуатация магистральных газопроводов - файл n2.doc

Земенков Ю.Д. (ред.) Эксплуатация магистральных газопроводов
скачать (7976.6 kb.)
Доступные файлы (12):
n1.doc7951kb.30.12.2007 11:43скачать
n2.doc728kb.01.03.2004 14:56скачать
n3.doc2218kb.01.03.2004 14:56скачать
n4.doc1149kb.01.03.2004 14:56скачать
n5.doc772kb.01.03.2004 14:56скачать
n6.doc2063kb.31.12.2010 00:34скачать
n7.doc1068kb.01.03.2004 14:56скачать
n8.doc368kb.01.03.2004 14:56скачать
n9.docскачать
n10.doc1483kb.31.12.2010 00:39скачать
n11.doc106kb.01.03.2004 14:56скачать
n12.doc50kb.01.03.2004 14:56скачать

n2.doc

10. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ПРИРОДНОГО ГАЗА
10.1. Автоматизированные ГРС
В настоящее время широкое применение получают автоматизированные газораспределительные станции (АГРС) в комплектно-блочном исполнении (табл. 10.1).

Принципиальная схема АГРС-1/3 приведена на рис. 10.1. Блок отключающих устройств включает в себя входную 8 и выходную 4 нитки, предохранительный клапан 3, отключающие выходной 2 и входной 9 краны, вентиль на обводной линии 6, фильтр 10, блок одоризации 1, показывающие манометры 5 и 7 и продувочный вентиль 11.

В блоке отключающих устройств можно использовать следующие типы кранов: 11с20бк, 11с320бк, 11с722бк, 11с723бк1. Всю запорную арматуру разделяют по условному давлению, за которое принимают максимально допустимое давление среды: 0,16; 0,25;0,4;0,6; 1; 2,5; 4; 6,4; 10 МПа. Краны с пневмоприводом выпускаются на следующие условные диаметры: 50, 80, 100, 150, 200, 300, 400, 500, 700, 1000, 1200 мм.

Краны запорные шаровые КШ-10 и КШ-15 предназначены для отключения трубопроводов технологического, контрольного и предохранительного оборудования. Вентили запорные игольчатые ВИ-10 и ВИ-15 применяют на импульсных коммуникациях ГРС.

Таблица 10.1

Техническая характеристика АГРС



Показатель



АГРС-1/3


АГРС-3


АГРС-10

1

Давление газа, МПа:

на входе рвх

на выходе рвых
Производительность, м3:
при рвх = 1,2 МПа и

рвых = 0,3 МПа

при рвх = 5,5 МПа и

рвых = 1 МПа
Погрешность регулирования, %:

рвх ? 0,6 МПа

рвх > 0,6 МПа

2
1,25,5

0,31

1100
4750

± 10

± 5

3
1,25,5

0,31,2

2750
11200

± 10

± 5

4
1,25,5

0,31,2

11000
38000

± 10

± 5

Продолжение таблицы 10.1





1

2

3

4

Температура окружающего воздуха, К
Температура газа на входе, К
Температура нагрева газа в подогревателе при максимальном расходе, К

Расход топливного газа на подогреватель, м3

233323


263

278
3

233323


263

278
4,2

233323


263

278
10


Рис. 10.1. Принципиальная схема АГРС-1/3:


1  блок одоризации; 2  выходной кран; 3  предохранительный клапан; 4  выход газа; 5, 7  манометры; 6  вентиль на обводной линии; 8  вход газа; 9  входной кран; 10  фильтр; 11  продувочный вентиль; 12  подогреватель газа; 13  кран с пневмоприводом; 14  регулятор давления газа; 15  кран с ручным приводом;

16  газовый счетчик; 17  щит автоматики
Кранами можно управлять с помощью узлов ЭПУУ-2, УПП-1 и УПП-2. Электропневматический узел управления ЭПУУ-2 преобразует электрический импульс в пневматический, который затем подается в пневмопривод или мультипликатор крана. Преобразователями импульсов в ЭПУУ-2 являются электропневматические краны ЭК-48-Д. На каждом кране устанавливают ЭПУУ-2, который содержит три клапана ЭК-48-Д, два из которых служат для открытия и закрытия крана, а третий  для включения в работу мультипликатора. Узел управления УУП-1 состоит из трех пневматических усилителей УП-2, трех кнопок КУ-II и трех клапанов перекидных КП-I. Отличие УУП-2 от УУП-1 заключается в применении более совершенного пневматического усилителя типа УП-3.

Узел очистки газа. Природный газ содержит различные твердые и жидкие механические примеси, которые могут привести к преждевременному износу оборудования и газопровода.

На АГРС применяют кассетный фильтр, который состоит из корпуса со съемной крышкой. Через крышку вставляют кассеты с фильтрующим стекловолокнистым материалом, который по мере загрязнения удаляют. Фильтр вскрывают в следующем порядке: закрывают краны на входной и выходной линиях, переходя на работу по обводной линии; сбрасывают газ из технологических коммуникаций; снимают крышку и заменяют кассеты. Сборку проводят в обратном порядке.

Узел редуцирования газа. На ГРС применяют в основном регуляторы давления прямого действия типа РД (табл. 10.2) и прямоточные регуляторы РДПР-3.

Таблица 10.2

Техническая характеристика регуляторов давления прямого действия

типа РД, используемых на ГРС


Показатель

РД-50

РД-80

РД-100

РД-150

Условный диаметр, мм

Давление, МПа:

условное

рабочее

Коэффициент пропускной способности, т/ч

Диапазон регулирования, МПа

Точность регулирования, МПа

50
6,4

5,5

22
0,252

± 0,0015

80
6,4

5,5

66
0,252

± 0,0015

100
6,4

5,5

110
0,252

± 0,0015

150
6,4

5,5

314
0,252

± 0,0015


Регулятор давления прямого действия представляет собой дроссельное устройство, приводимое в движение мембраной, находящегося под действием регулируемого давления. Регулятор состоит из регулирующего органа и мембранно-исполнительного механизма (МИМ). Регулирующий орган состоит из двух седел, закрепленных в корпусе регулятора, и золотника. Мембранно-исполнительный механизм состоит из мембранного узла, содержащего мембрану, зажатую между двух дисков, на которых закреплен шток золотника.

В надмембранной камере регулятора редуктор ВР-1 создает постоянное давление, равное заданному регулируемому давлению на выходе редуцирующей линии. Если давление на выходе регулятора становится меньше заданного, то сила действует на мембрану снизу и золотник перемещается вниз. Проходное сечение регулятора при этом увеличивается, и давление на выходе вновь восстанавливается до заданного.

Прямоточный регулятор РДПР-3 состоит из прямоточного регулирующего клапана и задающего устройства, соединенных трубопроводом. Регулирующий клапан имеет подвижное седло и мембрану, зажатую дисками, а задающее устройство  перепускной запорный клапан.

Принцип действия регулятора заключается в поддержании равновесия сил, действующих на мембрану привода регулятора. Конструкция регулятора РДПР-3 предусматривает обогрев входной части регулятора горячей водой.

Расход проходного сечения определяют по формулам:

при р2 > 0,5 р1

,

при р2 < 0,5 р1

,

где Q max  максимальный расход газа; Е  коэффициент расширения: при 1 - р2) / р1 ? 0,08 Е = 1, при 1р2) / р1 ? 0,08 Е = 1 – 0,46 1р2) / р1; р1, р2  давление газа до и после клапана;  плотность газа; t  температура газа.

Узел редуцирования давления газа состоит из двух или нескольких линий редуцирования (включая резервные) в зависимости от пропускной способности ГРС. Каждая линия редуцирования рассчитана на одну и ту же пропускную способность. Предохранительные клапаны установлены на выходных газопроводах и рассчитаны на полную пропускную способность ГРС с тем, чтобы в газопроводе не могло создаться давление, более чем на 10% превышающее рабочее. На ГРС применяют клапаны ППК-2 и СППК-2 с условным диаметром 50, 80, 100 или 150 мм или их модификации СППКМ, СППК4, ППК4.

При эксплуатации предохранительные клапаны систематически опробуют на срабатывание. Работу клапанов при различных установочных давлениях обеспечивают сменные пружины. Клапан считают отрегулированным, если его открытие и закрытие при заданном давлении происходит с чистым резким хлопком, без пропуска газа через закрытый затвор.

Диаметр клапана (при известной пропускной способности) можно определить из условия

,

где G  пропускная способность клапана; F  площадь рабочего сечения клапана; р  абсолютное давление после клапана в газопроводе; М  молекулярный вес газа; Т  абсолютная температура газа.

Для клапанов полно-подъемных F = 0,785 d2, неполно-подъемных при h < 0,05 d F = 2,2 dh, где d  внутренний диаметр седла; h  высота подъема клапана.

Для полно-подъемного клапана

.

Узел осушки газа. Для предотвращения образования гидратов при редуцировании на ГРС применяют подогрев газа с помощью кожухо-трубных подогревателей 9ПГ64-3М и 3ПГ64-2М.

Подогреватели газа подключают к системе водяного отопления. Воду нагревают в котлах ВНИИСТО-4М с узлами регулирования газа низкого давления ШП-3 и ШРУ-4ИП в шкафном исполнении.

На АГРС применяют автоматические подогреватели газа модели ПГА, которые представляют собой прямоугольную печь радиально-конвективного типа, включающую огневую камеру, змеевик, горелки, запальник, термопару, терморегуляторы, электромагнитный клапан, датчик и регулятор давления топливного газа. Газ нагревают в змеевике, который имеет радиационную оребренную и конвекционные части. Горелку располагают в огневой камере. Топливный газ подают через регулятор, электромагнитный клапан и терморегулятор.

Количество тепла, необходимого для подогрева газа,

Q = q cp t ,

где q  расход газа;  плотность газа; ср  удельная теплоемкость газа при постоянном давлении; t  разность температур газа в теплообменнике.

Общая техническая характеристика АГРС, ГРС и ГРП дана в табл. 10.3.

Таблица 10.3

Техническая характеристика ГРС, ГРП и ГРУ



Вид ГРС, ГРП, ГРУ

Типовой проект

Давление, МПа

Пропускная способность,

тыс. м3

на входе

на выходе

1

2

3

4

5

Промысловая ГРС


ГРС с очисткой газа на входе в масляных пылеуловителях
ГРС с очисткой газа после первой ступени редуцирования

ТР-515

ТР-596

ТР-606


6,4

5,5

5,5


5,5

0,31,2

0,31,2


1501000

5300

5300


Продолжение таблицы 10.3


ГРС с очисткой газа в висциновых пылеуловителях
Контрольно-регуляторный пункт
Промысловая ГРС
АГРС магистральных газопроводов без подогрева газа
АГРС магистральных газопроводов без подогрева газа
ГРП в блочном исполнении для вспомогательных служб КС магистральных газопроводов

ТР-645

ТР-646

ТР-787



ТР-894
ТР-884

ТР-885

ТР-886

ТР-934
ТР-1167


5,5

5,5


5,5


6,4
До 5,5

До 5,5

До 5,5

15,5
15,5


0,31,2

0,31,2


0,31,2


5,5
0,31,2

0,31,2

0,31,2

0,31,2
0,31,2

0,0115

5300

0,1240

4502200

100 (при одном потребителе),170 (при двух потребителях)

50

0,1740

10150
20


Температуру измеряют с помощью термометров расширения, контактных, манометрических. Принцип действия термометров расширения основан на свойстве веществ изменять свой объем под воздействием температуры. Контактные термометры  разновидность ртутных. Их применяют для сигнализации и регулирования температуры. Принцип действия манометрических термометров основан на свойстве рабочего вещества менять свой объем в зависимости от окружающей температуры. Принцип действия термометров сопротивления основан на свойстве металлов и их сплавов менять электрическое сопротивление в зависимости от температуры.

Система автоматики и контрольно-измерительные приборы ГРС. Для измерения давления на ГРС применяют манометры (табл. 10.4).

Для измерения расхода газа на ГРС применяют дифманометры в комплекте с сужающими устройствами. Наибольшее распространение получили дифманометры ДП, ДСС, ДМ, ДС-У, ДС-П. Принцип работы дифманометров основан на методе определения перепада давления на сужающих устройствах. Широкое применение получили в качестве сужающих устройств диафрагмы, которые устанавливают между фланцами трубопровода. Расход газа через сужающие устройства определяют по результатам записи параметров на диаграмме регистрирующего прибора (дифманометра) при обработке планиметрами. В зависимости от применяемых приборов получают тот или иной вид диаграмм. Для их обработки используют разные планиметры. Равномерные круглые диаграммы обрабатывают пропорциональными планиметрами, неравномерные  корневыми, ленточные  полярными.

Таблица 10.4

Техническая характеристика манометров



Манометр


Тип

Верхние пределы измерения Р  105, Па

Класс точности

Технический
Показывающий
Технический показывающий щитовой установки
Электроконтактный
Электроконтактный во взры-вонепроницаемом корпусе

Самопишущий с приводом от часового механизма

Самопишущий с приводом от часового механизма сильфонный

Показывающий с пневмовыходом

Сильфонный

С пневмоприводом

Грузопоршневой


ОБМ1-100
ОБМ1-160

МОШ1-100

МОШ1-16
ЭКМ-160
ВЭ-16Рб
МТС-710ч
МСС-710ч

МГП-270М


МС-П1

МС-П2

МП-2,5;

МП-6;

МП-60;

МП-600

1; 1,6; 2,5; 4; 6; 10; 16; 25; 40; 60

1; 1,6; 2,5; 4; 6; 10; 16; 25; 40; 60

1; 1,6; 2,5; 4; 6; 10; 16; 25; 40; 60

1; 1,6; 2,5; 4; 6; 10; 16; 25; 40; 60

1; 1,6; 2,5; 4; 6; 10; 16; 25; 40; 60

1; 1,6; 2,5; 4; 6; 10; 16; 25; 40; 60

6; 10; 25; 40; 60; 100

0,25; 0,4; 0,6;

1; 1,6; 2,55; 4

6; 10; 16; 25; 40; 60; 100

0,25; 0,4; 0,6; 1; 16; 24; 40

40; 60; 100

2,5; 6; 60; 600

2,5
1,5
2,5

1,5
1,5
2,5
1
1
1,5
1; 1,5

0,6; 1;
1,5

0,1; 0,2; 0,05


На современном этапе развития на ГРС в качестве средств измерения расхода используются разные по типу и устройству средства для измерения расхода газа. Среди них:

Комплекс «Суперфлоу-П» представляет собой наиболее интересную установку с точки зрения современности.

Комплекс «Суперфлоу-П» – самостоятельное микропроцессорное вычислительное устройство с питанием от батарейки, предназначенное для измерения и регистрации па­раметров газового потока по одному, двум или трем измерительным трубопроводам. Стандартный комплект измерительной системы для одного измеряемого газопровода со­стоит из вычислителя (счетно-измерительного блока в корпусе), датчиков перепада давле­ния и статического давления, смонтированных в нижней части задней несущей стойки, а также отдельного датчика температуры, устанавливаемого в защитной гильзе на измеряе­мом участке газопровода. При числе измеряемых трубопроводов больше одного или при использовании двухдиапазонных (сдвоенных) датчиков перепада давления, число датчи­ков увеличивается (всего до 7 различных датчиков). Дополнительные датчики устанавли­вает пользователь на предназначенные для них места и подсоединяет их к вычислителю.

Принцип действия комплекса основан на раздельном измерении перепада давле­ния, статического давления и температуры газа в трубопроводе со стандартной диафраг­мой.

Накопленную вычислителем информацию можно считать, подключив к нему на время ручной терминал СНIТ (рис. 10.2), будучи затем подключенным к принтеру, терми­нал выдает формализованные отчеты, причем в памяти терминала могут храниться отчеты от нескольких комплексов «Суперфлоу-П». Структурные схемы подключения приборов комплекса «Суперфлоу-П» к измеряемому однониточному трубопроводу и дистанционной передачи показаний.



Рис. 10.2. Структурная схема подключения приборов

комплекса «Суперфлоу-II»:

1 – вычислитель; 2 – кабель «вычислитель-терминал»; 3 – ручной терминал «CHIT»; 4 – датчик перепада давления; 5 – датчик давления; 6 – измерительный газопровод с диафрагмой; 7 – датчик температуры; 8 – принтер; 9 – персональный компьютер для сбора данных от нескольких комплексов «Суперфлоу-II»
Многониточный измерительный микропроцессорный комплекс «Суперфлоу-П» предназначен для непрерывного автоматического расхода и объема природного газа, при­веденных к нормальным условиям, по методу переменного перепада давления на стан­дартных сужающих устройствах на одном, двух или трех трубопроводах газоизмеритель­ного пункта (ГИП).

Комплекс позволяет определять объем и расход природного газа с учетом введен­ных вручную значений плотности газа при нормальных условиях, содержащихся в газе азота и углекислого газа, и выполнения расчетов в соответствии с «Правилами измерения расхода газа и жидкостей стандартными сужающими устройствами» РД 50-213-80.

Комплекс предназначен как для эксплуатации на открытом воздухе, так и в поме­щениях при температуре окружающего воздуха от -30 до 50°С при относительной влаж­ности до 98% при 35°С, во взрывоопасных зонах открытых промышленных площадок и помещений ГИП классов В-1а, В-1г (ПУЭ), где возможно образование взрывоопасных смесей категорий ПА, ПВ групп Т1 – ТЗ согласно ГОСТ 12.1.011-78.

Комплекс является средством измерения. Он включает в себя микропроцессорный вычислитель типа «Суперфлоу-П», перепускное запоминающее устройство (терминал) типа «CHIT», датчик давления, датчик перепада давления и датчик температуры.

Система защитной автоматики и сигнализации. Для бесперебойной подачи газа потребителям на ГРС устанавливают систему защиты. Широкое применение получила система «Защита-2», которая выполнена на пневматических элементах. Данная система обеспечивает при понижении давления газа на выходе включение в работу резервной линии, при повышении давления  перевод работы ГРС на резервную нитку, а также включение электрической сигнализации.

На ГРС применяют защиту дублирующими контрольными регуляторами давления прямого действия типа РД. Принцип действия защиты основан на способности регуляторов давления в зависимости от задания настройки и выходного давления выбирать режим пропускной способности.
10.2. Газорегуляторные пункты (ГРП)
ГРП являются связующим звеном между ГРС и газовыми сетями и сооружаются на территории городов, поселков, промышленных и коммунальных предприятий. Они могут быть сетевыми, питающими отдельные участки распределительных сетей низкого и среднего давления и объектов, подающими газ конкретному предприятию. На ГРП осуществляется снижение давления и автоматическое поддержание его на заданном уровне, производится очистка газа от механических примесей и защита трубопроводов от повышения давления.

По величине давления газа на выходе ГРП классифицируют как: среднего – от 0,005 МПа до 0,3 МПа и высокого давления – 0,3 МПа до 1,2 МПа (ГГРП). В зависимости от назначения и технической целесообразности они могут размещаться в отдельно стоящих зданиях; в пристройках к зданиям; в шкафах, устанавливаемых на несгораемой стене.

ГРП в отдельно стоящих зданиях имеют давление газа на выходе до 1,2 МПа и пропускную способность от 1,5 тыс. м3/ч до 100 тыс. м3/ч.

По количеству линий редуцирования ГРП условно разделяют на группы:



Рис. 10.3. Технологическая схема ГРП:

1 – термометр; 2 – манометры (показывающий и регистрирующий); 3 – запорная арматура; 4 – фильтр; 5 – дифманометр, определяющий засоренность фильтра;

6 – узел измерения расхода газа; 7 – предохранительное запорное устройство;

8 – регулятор давления; 9 – импульсный трубопровод; 10 – гидравлическое ПСУ;

11 – свеча сбросная; 12 – обводной газопровод (байпас); 13 – свеча продувочная
Таблица 10.5
Регуляторы давления газа






Наименование

и шифр




Назначение



Максимальное

рабочее давление

газа


Максимальная пропускная способность,

м3/час

вход. выход.

МПа кПа

(кгс/см2) (кгс/см2)

РДБК1П-100-50

Редуцирование высокого или среднего давления газа

1,2(12) 3060

(0,36)

10500

РДБК1-100-50



1,2(12) 160

(0,010,6)

10500

РДБК1-50






1,2(12) 160

(0,010,6)

6000

РДНК-50






1,2(12) 23,5

(0,020,035)

800

РДНК-50П






1,2(12) 3,55

(0,0350,05)

800


В зависимости от величины расхода газа и наличия регуляторов большой пропускной способности узел редуцирования может иметь несколько рабочих линий. Имеются и ГРП, подающие газы двум разнородным потребителям. В этом случае они имеют и два узла редуцирования.

Для регулирования давления газа широко применяются регуляторы, характеристики которых представлены в табл. 10.5.

Шкафные ГРП имеют давление на входе до 1,2 МПа, на выходе от 0,01 до 0,06 МПа, пропускная способность – до 12000 м3/ч. Технические характеристики предложены в табл. 10.6.

Таблица 10.6

Пункты газорегуляторные шкафные




Наименование

и шифр




Назначение


Максимальное

рабочее давление

газа

вход. выход.

МПа кПа

(кгс/см2) (кгс/см2)

Максимальная пропускная

способность,

м3/час

1

2

3

4

ГРПШ-01У1 с

регулятором

РДНК-У

Редуцирование высокого

или среднего

давления,

автоматическое поддержание выходного давления и прекращение подачи газа при аварийных ситуациях. Не требует специального

помещения.

1,2(12) 25

(0,020,05)



900

ГРПШ-02У1 с

двумя регуляторами РДНК-У

1,2(12) 25

(0,020,05)

1800

ПШ-04-03 с регуляторами

1,2(12) 10100

(0,11)

600



РДСК-50 и

1,2(12) 25

900

РДНК-У

(0,020,05)



ГРПШ-05У1 с

двумя регуляторами

РДНК-400

0,6(6) 25

(0,020,05)

1000

ГРПШ-6 с регулятором РДГБ-6

0,6(6) 2,2

(0,022)

6



ГРПШ-10 с регулятором

РДГК- 10




0,6(6) 2,2

(0,022)



15,5

ГРПШ-400-01 с

регулятором

РДНК-400

с газовым

обогревом

0,6(6) 25

(0,020,05)



500

ГРПШ-13-2НВУ1

с РДГ-50Н



1,2(12) 360

(0,030,6)

1,2(12) 60600

(0,66)

6000

6000

Продолжение таблицы 10.6





1

2

3

4

ГРПШ-13-1НУ1 с

РДГ-50Н




1,2(12) 360

(0,030,6)

6000

ГРПШ-13-1ВУ1 с

РДГ-50В






1,2(12) 60600

(0,66)



6000

ГРПШ-13-2НУ1 с

1,2(12) 360

6000+6000

двумя РДГ-50Н

(0,030,6)



ГРПШ-13-2ВУ1 с

1,2(12) 60600

6000+6000

двумя РДГ-50В

(0,66)



ГРПШ-07-У с

0,6(6) 25

900

рег. РДНК-1000

(0,020,05)



ГРПШ-07-2У1 с

двумя

РДНК-1000

0,6(6) 25

(0,020,05)

1800

ГРУ-14-1НУ1 с

РДГ-50Н

1,2(12) 360

(0,030,6)

6000



ГРУ-14-1ВУ1 с

РДГ-50В



1,2(12) 60600

(0,66)

6000

ГРУ-14-2НУ1 с

двумя РДГ-50Н



1,2(12) 360

(0,030,6)

6000+6000

ГРУ-14-2ВУ1 с



1,2(12) 60600

6000+6000

двумя РДГ-50В



(0,66)



ГСГО-2 с

РДБК-50



1,2(12) 13,5

(0,010,035)

4000

ГСГО-2С с

РДБК-50




1,2(12) 560

(0,050,6)

4000

ГСГО-2СМ с

РДБК-50




1,2(12) 300600

(36)

4000

ГСГО-2СП с

РДБК-50

1,2(12) 80110

(0,81,1)

4000

ГРПШН-01 с

РДНК-50

0,6(6) 23,5

(0,020,035)

600

ГРПШН-02 с

РДНК-50



0,6(6) 23,5

(0,020,035)

900

ГРПШН-02П с

РДНК-50



0,6(6) 5

(0,05)

900

ГРП шкафные с

газовым обогревом:








ГСГО-2 с

РДБК-50



1,2(12) 13,5

(0,010,035)

4000

ГСГО-2С с



1,2(12) 5-60

4000

Продолжение таблицы 10.6





1

2

3

4

ГСГО-2СМ с

РДБК-50



1,2(12) 300600

(36)

4000



ГСГО-2СП с



1,2(12) 80110

4000

РДБК-50



(0,81,1)



ГРПШН-01 с



0,6(6) 23,5

400

РДБК-50



(0,020,035)



ГРПШН-02 с



0,6(6) 23,5

900

РДБК-50



(0,020,035)



ГРПШН-02П с



0,6(6) 5

900

РДБК-50



(0,05)




Устойчивая работа регуляторов наблюдается при загрузке 080% от максимальной пропускной способности.

Если условия работы регуляторов отличаются от паспортных, то необходим пересчет максимальной пропускной способности:

при ,

при ,

где Q, P1, P2, , P – фактические характеристики регулятора давления; Qп, P1п, P2п, п, Pп – паспортные характеристики. P, кгс/см2; P, кгс/м2.

В качестве регулирующего устройства в ГРП промышленных предприятий при Qмакс.  50 тыс. м3/ч допускается применять регулирующие заслонки.

Для измерения расхода газа используются счетчики типа РГ, расходомеры ТУРГАС, диафрагмы (табл. 10.7).

Таблица 10.7
Промышленные счетчики газа турбинные




Наимено-

вание

Расход газа при рабочем давлении, м3



5 кПа

0,4 МПа

0,8 МПа

1,2 МПа

1,6 МПа

ТГС-200

200

1000

1800

2600

3400

(СГ-16-200)











ТГС-400

400

2000

3600

5200

6800

(СГ-16-400)











ТГС-800

800

4000

7200

10400

13600

(СГ-16-800)











Для очистки газа от механических частиц на ГРП устанавливают фильтры. В зависимости от пропускной способности и входного давления применяются фильтры различных модификаций (табл. 10.8): сетчатые (ФС), волосяные кассетные литые (ФВ), волосяные кассетные сварные (ФГ). На городских ГРП применяют также висциновые фильтры с Ду = 300 мм и Pвх = 1,2 МПа.

Очистка газа повышает надежность работы всего оборудования ГРП (ГРУ): отключающих устройств, регуляторов давления, предохранительных устройств, узлов учета расхода газа. При наличии в технологических схемах ГРП счетчиков расхода газа типов РГ, ТУРГАС перед ними монтируются дополнительные фильтры (ФС). Допускаемые перепады давления в новых и загрязненных кассетах соответственно: ФС – 2,5 кПа и 5 кПа; ФВ – 35 кПа и 10 кПа; ФГ – 45 кПа и 10 кПа. Общий перепад давления в фильтре определяется суммой перепадов на кассете и в корпусе фильтра (ФВ и ФГ). Суммарные потери в ФС складываются из потерь в корпусе (3040%), в фильтрующем элементе – стакане (5060%) и на сетке (12%).

Таблица 10.8

Технические характеристики газовых фильтров ГРП




Фильтр

Допустимая пропускная способность, м3

при входном давлении, МПа



0,3

0,5

1,2

ФС-25

205

270

370

ФС-40

430

570

770

ФС-50

610

810

-

ФВ-80

880

1170

1600

ФВ-100

1257

1665

2270

ФВ-200

4900

6500

8870

ФГ-50-6(12)

4500

7000

-(9000)

ФГ-100-6(12)

11000

15000

-(19000)

ФГ-200-6(12)

29000

36000

-(46000)

ФГ-300-6(12)

66000

80000

-(100000)


Перепад давления на фильтре при рабочих параметрах газа можно определить по формуле

,

где P, Q, , P – фактические характеристики фильтра; Pп, Qп – характеристики из графиков рис. 10.4.
Допустимый расход газа через фильтр рассчитывают:

.

Для защиты выходных газопроводов от превышения установленного давления на ГРП имеются предохранительные запорные клапаны (ПЗК), сбросные клапаны (ПСК). ПЗК устанавливают перед регулятором давления для автоматического отключения потока газа при повышении или понижении давления газа. Точность срабатывания их  5% заданных величин контролирующего давления. ПЗК контролируют верхний (на 25% выше максимального рабочего давления) и нижний предел. За нижний предел принимают минимально допустимое давление. Для бытовых потребителей Ppмакс. после регулятора давления не должно превышать 3 кПа.

ПСК устанавливают за регуляторами давления на выходе из ГРС. Они обеспечивают сброс газа при превышении Ppмакс. после регулятора и настраиваются на давление, превышающее регулируемое не более чем на 15%. Сброс газа в атмосферу осуществляется в случае, если регулятор давления работает нормально, но при закрытии его клапан не обеспечивает герметичности отключения. Если протечка газа через неплотно закрытый клапан регулятора превосходит потребление газа, то Pвых. увеличивается. Для предотвращения этого, часть газа сбрасывается в атмосферу. Если же отказал регулятор давления, ПСК сработал, а давление в сетях растет, то в этом случае срабатывает ПЗК.

Допускается не размещать установку ПЗК в ГРП или ГРУ промышленных предприятий, если по условиям производства не предусмотрены перерывы в подаче газа. В этих случаях необходима установка сигнализации на повышение или понижение давления газа сверх допустимых пределов.

Пропускная способность

,

где Qp – расчетная пропускная способность регулятора, м3/ч.

При отсутствии ПЗК условия изменяются: для регуляторов давления с золотниковыми клапанами

;

для регулирующих заслонок с электронными регуляторами

.

При наличии в узле редуцирования ГРП нескольких линий редуцирования количество газа, подлежащего сбросу ПСК, Qn следует определить из условия, что

,

где n – количество редуцирующих линий.

В ГРП и ГРУ предусматривают продувочные и сбросные трубопроводы. Продувочные размещают как на входном газопроводе, после первого отключающего устройства, так и на обводном газопроводе (байпасе) между двумя отключающими устройствами.

Условный диаметр сбросного трубопровода, отводящего газ от ПСК должен быть равен Ду выходного патрубка клапана, но не менее 20 мм.



Рис. 10.4. Выбор газового фильтра и определение потерь в нем

1 – Ду 300100% 5 – Ду 20080 9 – Ду 10050

2 – Ду 30080 6 – Ду 20050 10 – Ду 50100

3 – Ду 30050 7 – Ду 100100 11 – Ду 5080

4 – Ду 200100 8 – Ду 10080 12 – Ду 5050


10.3. Системы газоснабжения
Система газоснабжения городов может базироваться на природном газе, подаваемом в город или в другой какой-либо населенный пункт по магистральному газопроводу, сжиженном газе или на смеси паров пропана и бутана с воздухом.

Природный газ – основное топливо в системе газоснабжения.

Система газоснабжения городов и поселков состоит из источника газоснабжения, газораспределительной сети и внутреннего газового оборудования.

При использовании природного газа источником газоснабжения городов является магистральный газопровод, а при использовании сжиженного газа – газонаполнительные станции сжиженных газов, которые получают газ по магистральным трубопроводам сжиженного газа, железной дороге, автомобильным или водным транспортом.

Г
азовая распределительная сеть
представляет собой систему трубопроводов и оборудования, служащих для транспорта и распределения газа внутри города. Газопроводы распределительной сети условно делятся на магистральные и распределительные. По магистральным газопроводам газ передается из одного района города в другой, а по распределительным газопроводам – непосредственно потребителям.

Рис. 10.5. Структурная схема системы газоснабжения:

1 – система подготовки газа к транспорту (ПГТ); 2 – ГРС попутных отборов газа; 3 – ГРС для собственных нужд КС; 4 – газораспределительный пункт (ГРП) попутного газа по трассе магистрального газопровода; 5 – ГРС системы газоснабжения; 6 – кольцо системы газоснабжения высокого давления (1,2 МПа); 7 – кольцо системы газоснабжения высокого давления (0,6 МПа); 8 – кольцо системы газоснабжения среднего давления (0,3 МПа); 9 – ГРС подземного хранения газа; 10 – подземное хранилище газа (ПГХ); 11 – КС для закачки в подземное хранилище газа; 12 – ГРП системы газоснабжения кольца среднего давления; 13 – ГРП системы газоснабжения кольца высокого давления; 14 – контрольно-регистрирующий пункт (КРП) магистрального газопровода; 15 – конечная КС магистрального газопровода; 16 – начальная КС магистрального газопровода; 17 – линейный участок магистрального газопровода, L1, L2, L3 – длины линейных участков
Структурная схема системы дальнего транспорта и распределения газа приведена на рис. 10.5. Система дальнего транспорта газа включает в себя промысловую установку подготовки газа к транспорту (ПГТ), устанавливаемую вблизи источника газа, и магистральный газопровод, берущий начало на выходе ПГТ и заканчивающийся у крупных потребителей газа, для газоснабжения которых в конце магистрального газопровода сооружаются крупные ГРС.





Учебный материал
© bib.convdocs.org
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации