Тема лекции 2. Физико-химические свойства природных газов. Расчет газовой смеси.

Газы делятся на природные и искусственные. В настоящее время для газоснабжения используются в основном природ­ные газы. Они имеют сложный многокомпонентный состав. В зависимости от происхождения природные газы подразделяют на три группы:

1. Газы, добываемые из чисто газовых месторождений, на 82...98 % состоя­щие из метана;

2. Газы газоконденсатных месторождений, содержащие 80...95 % метана;

3. Газы нефтяных месторождений (попутные нефтяные газы), содержащие 30...70 % метана и значительное количество тяжелых углеводородов. Газы с содержанием тяжелых углеводородов (от пропана и выше) менее 50 г/м³ принято называть сухими или «тощими», а с большим содержанием углеводородов - «жирными».

В последнее время часто начали говорить о четвертой группе природных газов – о сланцевом газе и о метане из угольных пластов. Сланцевый газ - природный газ, добываемый из сланца, состоящий преимущественно из метана. Сланцевый газ образуется в результате деградации керогена, который содержится в горючих сланцах; газ находится там в микротрещинах. Масштабное промышленное производство сланцевого газа было начато в США в начале 2000-х на месторождении Barnett Shale. Благодаря резкому росту его добычи, названному в СМИ «газовой революцией», в 2009 году США стали мировым лидером добычи газа, Причём более 40 % приходилось на нетрадиционные источники (метан из угольных пластов и сланцевый газ). Метан угольных пластов содержится в угленосных отложениях. Является причиной взрывов в угольных шахтах. Метан угольных пластов - экологически более чистое, чем уголь, и эффективное топливо.

Природные газы без цвета, без запаха и в нормальном состоянии они бывают в разных агрегатных состояниях. Метан, этан и этилен-газообразные, пропан, бутан, бутилен және пропилен - в виде паров жидкости, а под высоким давлениях - жидкие вещества. Тяжелые углеводороды, начиная с изопентана в нормальном состоянии - жидкости, они входят в состав бензиновой фракции. Для того, чтобы природные газы в целях безопастности имели запах, к ним специально добавляет специальные вещества – одоранты.

Обычно рассматривают газов в двух условиях:

1. Нормальное условие - Р _н=0,1013 МПа (нормальное атмосферное давление), T _н=273,16K (0⁰C);

2. Стандартное условие - Р _ст=0,1013 МПа (нормальное атмосферное давление), T _ст=293,16K (20⁰C – комнатная температура).

Для выполнения гидравлического и теплового расчета газопроводов и рас­чета режимов работы компрессорных станций необходимо знать основные свойства природных газов: плотность, вязкость, газовую постоянную, псевдо­критические значения температуры и давления, теплоемкость, коэффициент теплопроводности, коэффициенты сжимаемости и Джоуля - Томсона.

Молярная масса газа (M), она есть масса 1 моля газа. Один моль вещества состоит примерно из 6 млрд. трлн. числа любых молекул (равной числу Авогадро: N _A=6,02·10²³). Ее размерность [ M ]= кг/моль, или [ M ]= г/моль. Молярная масса газа находится через его молекулярную массу. Например, молекулярная масса водорода приблизительно равна 2, тогда его молярная масса M ≈2г/моль=2·10^-3кг/моль. Для кислорода M ≈32г/моль, для азота M ≈28г/моль, для пропана (C₃H₈) M ≈12·3+1·8=44г/моль, и т.д. Плотность газа есть масса единичного объема:

. (1)

Относительная плотность газа по воздуху Δ есть отношение плотности газа к плотности воздуха. Для всех состояний газа имеет место выражение:

, (2)

здесь [ M ]= г/моль, 28,96 г/моль – молярная масса воздуха. Для стандартного состояния

, (3)

здесь ρ- плотность газа в стандартных условиях (плотность воздуха в стандартных условиях 1,205кг/м³, для нормальных условии 1,29кг/м³).

Любой газ в количестве 1 моль в нормальном состоянии занимает объем примерно 22,4·10^{-3 м3}, поэтому плотность газа в нормальных условиях

. (4)

Здесь [ M ]= г/моль, но это выражение неверно для стандартного состояния.

Вязкость (динамическая) газа μ, а [ μ ]=Па·с. Вязкость газа определяется передачей импульса (из одного слоя в другой) молекулой газа при ее переходе из одного слоя течения в другой. Поэтому вязкость газа сильно зависит от температуры и почти не зависит от давления газа (до 4 МПа). Динамическая μ и кинематическая ν вязкости газа газа связана соотношением:

. (5)

Удельная теплоемкость газа при постоянном давлении с, а [ с ]=Дж/(кг·К). Она равна количеству теплоты, необходимому для нагревания 1 кг газа на 1К при постоянном давлении. Давление газа Р показывает силу, действующей по нормали к единице площади стенки сосуда со стороны молекул газа. [ Р ]= атм, [ Р ]=Па, или [ M ]= МПа. 1 МПа= 10⁶ Па≈10 Атм. Температура газа определяется по шкале Кельвин и Цельсий, они связаны соотношениями:

. (6)

Во многих случаях при помощи сжатия газ можно превратить в жидкость. Однако температура газа должна быть ниже критической (Т _кр). Если она равна или выше критической температуры, то ни в какой давлений газ не превращается в жидкость. А также, если давление газа равно или выше критического давления (Р _кр), то в дальнейшем, ни в какой температуре газ не превращается в жидкость.

К основным видам транспорта газа принадлежат железнодорожный транспорт, морской транспорт и трубопроводный транспорт. Каждый вид транспорта имеет сильную и слабую сторону.

Для расчета газовой смеси необходимо знать уравнению состояния газа. Уравнение состояние газа связывает основные параметры газа, как его количество, объем, давление и температуру. Из школьного и высшего курса физики вам известны уравнения состояния Менделеева-Клапейрона, Ван-дер-Ваальса, а для газопроводов удобно уравнение состояние газа, записанное через сжимаемости газа:

(7)

где R- постоянная газа, определенная для конкретного газа, или газовой смеси. Она находится через универсальную газовую постоянную (8,314Дж/(моль·К)):

. (8)

единицы измерения в выражении (8): [ m ]= кг, [ M ]= кг/моль, ([ Р ]= Па). z в выражении (8) называется сжимаемостью газа (коэффициент сжимаемости) для конкретного газа, или газовой смеси. Коэффициент сжимаемости зависит от состоянии газа. Он обычно определяется по специальным номограммам в зависимости от приведенных температур и давлений, либо в аналитическом виде по формуле, рекомендованной отраслевыми нормами про­ектирования . Величины называются приведенными параметрами газа:

. (9)

Коэффициент сжимаемости учитывает отклонение свойства природного газа от законов идеального газа. Есть 2 формулы, рекомендованной отраслевыми нормами про­ектирования для коэффициента сжимаемости. Но обе они приближенные и дают почти одинаковые результаты при реальных параметрах магистрального газопровода. Первая из формул:

. (10)

А другая формула такая:

. (11)

В этих формулах для магистрального газопровода берутся средние значения давлении и температуры:

. (12)

Для расчета удобна первая формула.

Обычно количество газовой смеси (или газа) передает через его объем. Но объем зависит от реального состояния газа, то есть, если для заданного состояния известно рабочий объем газа V, то в других состояниях соответствующие объемы газа будут другими. Для ясности объемы берутся для нормального и для стандартного условия. В технических расчетах, а в расчетах по хранению и транспортировке газа, а также в коммерческих расчетах объем газа приводится к стандартному условию.

Формула приведения рабочего объема газа к нормальному условию (нормальный объем) такая:

. (13)

Формула приведения рабочего объема газа к стандартному условию (коммерческий объем):

. (14)

здесь [ Р ]= МПа.

Необходимые физико-химические свойства газовой смеси включают следующих параметров: молярная масса M, псевдокритическая температура Т _кр, псевдокритическое давление Р _кр, псевдокритический объем V _кр, удельная теплоемкость газа при постоянном давлении, динамическая вязкость и коэффициент теплопроводности λ. Их определяют через свойств каждых компонентов смеси.

Состав газовой смеси характеризуется массовыми, или объемными, или молярными долями каждого компонента. Объемные доли каждого компонента смеси равны соответствующим молярным долям и с ними проще вести расчет. Пусть объемные доли каждого компонента смеси у ₁, у ₂, у ₃, и т.д. Тогда для всей газовой смеси всегда справедлива следующая формула:

, (15)

Остальные параметры смеси в различных источниках определяются по разному. Самый простой способ - способ определения по правилу аддитивности (пропорционального сложения). Этот способ просто в использовании, но не очень точный. Он используется при ориентировочных расчетах и дает очень неплохой результат, когда доля метана в составе смеси не менее 96% (особенно при расчете вязкости). И так:

, (16)

. (17)

. (18)

, (19)

. (20)

Самый часто используемый способ расчета газовой смеси для магистральных газопроводов - способ, когда расчет ведется при помощи уже известных параметров газовой смеси:

, (21)

, (22)

(23)

(24)

Здесь ρ_ст- плотность газовой смеси в стандартных условиях (), - приведенная температура и приведенное давление смеси, T _ср- средняя интегральная температура в магистральном газопроводе. Здесь также находится коэффициент Джоуля-Томсона:

, (25)

Единицы измерения: [ с ]=Дж/(кг∙К), [ D_i ]=К/МПа.

В этих формулах средние значения давлении и температуры определяются по их начальными р _н, Т _н и конечным р _к значениями в перегоне между КС и по температуре окружающей среды газопровода:

, (32)

. (33)

Нам думается, что раз при выводе формулу расхода считалось, что динамическая вязкость мало изменяется по длине газопровода (что она не зависит от давления), следовательно, число Рейнольдса также постоянно по всей длине перегона, то с такой же точностью можно предположить удовлетворительной применимости формул (16-20). Тем более на практике вводятся различные поправочные коэффициенты.

Основная литература: 1 осн. [136-140], 2 осн. [8-16, 23-35], 3 осн. [146-151],

4 осн. [12-14, 213-221, 225-239], 5 осн. [5-14]

Дополнительная литература: 1 доп. [105-114], 2 доп. [301-307, 409-410],

3 доп. [10-13], 4 доп. [22-29]

Контрольные вопросы:

1. Какие газы вы знаете, как они классифицируются?

2. Что связывает уравнение состояние газа?

3. Каких параметров включают необходимые физико-химические свойства газовой смеси?

4. Как определяются различные параметры смеси?

Тема лекции 3. Состав сооружений магистральных газопроводов. Компрессорные станции. Основные понятия

Газопроводы бывают:

- газоподводящими (или газосборочные);

- внутренними (внутрипромыслевые, внутризаводские; их часто называют технологическими);

- системы газопроводов населенных пунктов (в том числе, городские; газопроводов населенных пунктов иногда называют газораспределительными газопроводами);

- магистральными.

Рабочее давление в магистральных газопроводах не ниже 1,2 МПа. Магистральные газопроводы относительно рабочего давления делятся на 2 класса:

- для I-класса Р =2,5÷10 Мпа;

- для II-класса Р =1,2÷2,5 Мпа.

Относительно назначения и диаметров трубы с учетом меры безопастности, магистральные газопроводы делятся на 5 категорий:

В, I, II, III и IV.

Протяженность магистральных газопроводов достигает от десятков километров до тысячи, а их диаметры бывают от 150 до 1620 мм (основные части лежат в пределах 720÷1620 мм).

Система доставки продукции газовых месторождений до потребителей представляет собой единую технологическую цепочку. С месторождений газ поступает через газосборный пункт по промысловому коллектору на установ­ку подготовки газа, где производится осушка газа, очистка от механических примесей, углекислого газа и сероводорода (этот комплекс размещается на территории компрессорной станции). Далее газ поступает в систему магистрального газопровода. В состав магистрального газопровода входят следующие основные объ­екты:

- головное сооружение;

- сам стальной трубопровод с линейными сооружениями, ответвлениями и запорной арматурой;

- компрессорные станций (КС);

- газораспределительные станций (ГРС; предназначены для снижения (редуцирования) давления газа до рабочего давления газораспределительной системы потребителей);

- станции подземного хранения газа.

После ГРС газ поступает в газовые сети населенных пунктов, которые подают его к месту потребления. Снижение и поддержание в необходимых пределах давления газа в газораспределительных сетях осуществляется на газорегуляторных пунктах (ГРП).

Для сглаживания неравномерности потребления газа крупными населен­ными пунктами сооружаются станции подземного храпения газа (СПХГ). Для закачки газа в подземное газохранилище СПХГ оборудуется собственной дожимной компрессорной станцией (ДКС).

К линейным сооружениям относятся собственно магистральный трубопровод, линейные запорные устройства, узлы очистки газопровода, переходы через искусственные и естественные препятствия, станции противокоррози­онной защиты, дренажные устройства, линии технологической связи, отводы от магистрального газопровода для подачи части транспортируемого газа пот­ребителям и сооружения линейной эксплуатационной службы (ЛЭС).

Расстояние между линейными запорными устройствами (кранами) должно быть не более 30 км. Управление линейными кранами следует предусмат­ривать дистанционным из помещения операторной компрессорной станции, а также ручным по месту. Линейная запорная арматура должна оснащаться автоматическими механизмами аварийного перекрытия.

При параллельной прокладке двух и более магистральных газопроводов в одном технологическом коридоре предусматривается соединение их пере­мычками с запорной арматурой. Перемычки следует размещать на расстоянии не менее 40 км и не более 60 км друг от друга у линейных кранов, а также до и после компрессорных станций.

Вспомогательные линейные сооружения магистрального газопровода принципиально не отличаются от сооружений магистрального нефтепровода. К ним относятся линии связи, вдоль трассовые дороги, вертолетные площадки, площадки аварийного запаса труб, усадьбы линейных ремонтеров и т. д. В зависимости от конкретных условий эксплуатации состав сооружений ма­гистрального газопровода может изменяться. Так, на газопроводах небольшой протяженности может не быть промежуточных КС. Если в добываемом газе отсутствует сероводород или углекислый газ, то необходимость в установках по очистке газа от них отпадает. Станции подземного хранения газа обычно сооружаются только вблизи крупных городов или районов газопотребления.

К линейным сооружениям также относятся дома линейных ремонтеров и аварийно-ремонтные пункты (АРП), Через каждые 20-25 км в трассе есть дома линейных ремонтеров, а также линейные узлы, включающие в себя запорные отключающие арматуры (краны, задвижки) и продувочные свечи (они находятся близко друг к другу). Продувочные свечи предназначены для опорожнения газопровода на участке между кранами в случае необходимости ремонтно-восстановительных работ. Запорные отключающие арматуры ставится и перед КС, разветвлениями и водными преградами. Для защиты металла трубы от коррозии используются пассивная (липкие ленты, изоляция и т.д.) и активная защита. В качестве активной защиты используются катодные станций, протекторные устройства и электродренажные установки для отвода блуждающих почвенных токов.

Переходы через водные преграды (болота, реки, озера) и балки бывают надводными, подводными (переход через дно реки) и подземными (подземный переход под дном реки), а через дороги и балки - надземными и подземными, но их выполняют главным образом подводными и подземными. Переходы через крупные реки (дюкеры) сооружают в две и более нитки, причем диаметры их выбирают с таким рас­четом, чтобы отключение одной нитки почти не снижало пропускной способности газопровода. Кроме того, для переходов берут трубы более тяжелого калибра. Пере­ходы для очень больших судоходных рек сооружают в три нитки. Кроме указанных параметров преград, учитывают также и ин­дивидуальные особенности препятствий - устойчивость берегов, за­болоченность поймы и др.

Переход через балки и овраги осуществляют, как правило, подземным. Исключение составляют овраги, имеющие большую глубину при малой ширине (не больше 20-30 м). Переходы через них делают надземными.

Подземное пересечение магистральным газопроводом железных дорог осуществляют в защитных кожухах из труб диаметром на 100-200 ммбольше диаметра газопровода. Концы кожуха должны выводиться на 2 м за подошву насыпи железнодорожного полотна, но не менее чем 25 мпо нормали от осей крайних путей железных дорог МПС и не менее 15 мот осей путей промышленных железных дорог. Концы кожуха должны иметь уплотнение, герметизирующее пространство между газопроводом и кожухом. От кожуха должна устраиваться вытяжная свеча, отводимая на расстояние не менее 40 мпо нормали от оси крайнего пути железных дорог МПС и не менее 25 мот оси крайнего пути промышленных железных дорог. Высота вытяжной свечи от уровня земли должна быть не менее 5 м.

Защита газопроводов от подземной коррозии бывают активными и пассивными. Коррозией металла называется его разрушение, вызванное электрохимическим воздействием внешней среды на его поверх­ность. Причиной коррозии металла трубы в почве в основном являются отрицательные йоны. Чтобы защитится от них, используют изоляционные покрытия. Использования изоляции, а также заземлении и молниеотвода для защиты газопровода – это пассивная защита. С течением времени противокоррозионное покрытие перестает защищать металл трубы от коррозии, поэтому с самого начала в особо коррозионных грунтах уста­навливают электрическую защиту (активная защита), часто на всем пути газопровода. К этим способам относятся катодная защита, протекторная и электродренажная.

При катодной защите к участкам трубы налагается отрицательный по­тенциал, получаемого от внешнего источника постоян­ного тока, положительный потенциал которого отво­дится к специальному заземлению – аноду (ненужные куски железа). В результате отрицательные йоны разрушают металл анодного железа. Для надежной защиты газопровода требуется минимально потенциал 0,285 в. Максимальное значение наложенного потенциала в точке присоединения стенки трубы к сети не должно превышать 0,8 в. Более высокий потенциал вреден, так как вызывает выделение водорода, что может привести к отделению изоляции от стенки трубы.

При протекторной защите защитный ток возникает в результате работы гальванической пары протектор-труба при условии, что потенциал протектора ниже потенциала стали. Здесь не требуется установки источника электроэнергии, но расходуется значительное количество цветных металлов. Автономный анод (протектор) приготовляется из специальных сплавов, основными элементами которых являются цинк, магний или алюминий в виде пластин, или стержней. Срок службы протектора обычно составляет 10-15 лет. Протекторную защиту ввиду значительного расхода цветных ме­таллов устанавливают лишь на отдельных участках газопровода - в наиболее коррозионных местах и там, где нет источников тока или затруднительна установка их.

Метод защиты трубопроводов от разрушения блуждающими токами, пре­дусматривающий их отвод (дренаж) с защищаемого сооружения на сооруже­ние - источник блуждающих токов либо специальное заземление - назы­вается электродренажной защитой. Применяют прямой, поляризованный и усиленный дренажи. Прямой электрический дренаж- это дренажное устройство двусторонней прово­димости. Поляризованный электрический дренаж - это дренажное устройство, обладающее односторонней проводимостью. От прямого дрена­жа поляризованный отличается наличием элемента односторонней проводи­мости (вентильный элемент). Усиленный дренаж применяется в тех случаях, когда нуж­но не только отводить блуждающие токи с трубопровода, но и обеспечить на нем необходимую величину защитного потенциала. Усиленный дренаж пред­ставляет собой обычную катодную станцию, подключенную отрицательным полюсом к защищаемому сооружению, а положительным не к анодному заземлению, а к рельсам электрифицированного транспорта.

Масса газа, проходящая через поперечное сечение газопровода за единицу времени называется массовым расходом газа (массовая пропускная способность газопровода). Массовый расход газа G есть величина постоянная для всего сечения газопровода. Единица измерения [ G ]= кг/с. Объемный расход газа зависит от его физического состояния. Поэтому в качестве объемного расхода берет коммерческий расход. Стандартный объем газа, проходящий через поперечное сечение газопровода за единицу времени называется коммерческим расходом газа Q (или пропускная способность газопровода; иногда называет производительностью газопровода). Коммерческий расход газа Q также есть величина постоянная для всего сечения газопровода. Единица измерения в системе СИ [ Q ]=м³ /с. В практике используют годовой Q _год и суточный Q _сут коммерческие расходы. Их единицы измерения [ Q _год]= млрд.м³ /год и [ Q _сут]= млн.м³/сут. Связь между массовым и коммерческим расходом:

, (34)

где ρ- плотность газа в стандартных условиях.

Стандартный объем газа, перекачиваемым компрессором за единицу времени называется подачей компрессора Q. Таким образом, объемный расход газа, подача компрессора и пропускная способность выходного газопровода из компрессора есть одинаковые величины. Только понятие объемного расхода относится к газу, пропускная способность - к газопроводу, а подача - к компрессорным агрегатам.

Компрессорные станции являются составной частью магистраль­ного газопровода. Они предназначены для увеличения пропускной способности газопровода за счет повышения давления газа на вы­ходе из станции путем его компримирования, а также для подго­товки газа к транспорту.

В зависимости от назначения и месторасположения на магистраль­ном газопроводе различают головные промежуточные компрессорные станции. Головные компрессорные станции (ГКС) устанавливают в начальном пункте газопровода, расположенного в районе газового промысла или на некотором расстоянии от него, где осуществляется подготовка газа к транспорту и компримирование его до расчет­ного давления. Промежуточные компрессорные стапции (ПКС) располагают по трассе газопровода на расстоянии 100-200 км. Расстояние между станциями определяется расчетом. Принципиаль­ные технологические схемы головных и промежуточных компрес­сорных станций в принципе одинаковые, за исключением установок по подготовке газа к дальнему транспорту. На головных компрес­сорных станциях эта подготовка осуществляется полностью, т. е. производится пылеулавливание, обезвоживание, очистка от серы, механических примесей и жидких частиц; на промежуточных ком­прессорных станциях подготовка газа к транспорту ограничивается очисткой от механических примесей, конденсата и воды.

В качестве основных газоперекачивающих агрегатов в зависи­мости от требуемых условий применяют: поршневые газомотокомпрессоры и центробежные нагнетатели с газотурбинным или электриче­ским приводами.

Поршневые газомотокомпрессоры, объеди­няющие в одном агрегате силовую часть и компрессор, обладают высокой надежностью, однако в связи с относительно небольшой мощностью (до 3700 кВт) их применяют в основном на газопроводах с небольшой пропускной способностью.

Газоперекачивающие агрегаты с центробеж­ным нагнетателем и газотурбинным приводом являются высокопро­изводительными агрегатами. Поэтому их применяют главным образом на мощных газопроводах. Газотурбинные агрегаты, кроме большой мощности, обладают и другими преимуществами по сравне­нию с поршневыми газомотокомпрессорами. Они меньше расходуют масла и могут работать без мощных установок водяного охлаждения (связанного с сооружением громоздких градирен, очистительных сооружений и др.). Кроме того, они имеют меньшую вибрацию по сравнению с газопоршневыми агрегатами, а также способны повышать мощность при низких температурах воздуха. Они более при­способлены для дистанционного управления. Однако к. п. д. этих агрегатов ниже к. п. д. газопоршневых агрегатов. Газотурбинные агрегаты изготовляют мощностью 4000 - 25000кВт.

Газоперекачивающие агрегаты с центро­бежным нагнетателем и электроприводом имеют более низкую стоимость, весьма компактны, требуют меньшей площади застройки, более приспособлены для автоматического управления и менее опасны в пожарном отношении. К недостаткам этих агрегатов можно отнести - недостаточную приспособленность к колебаниям нагрузки нагнетателя, и, кроме того, не обладают свойствами газовых турбин повышать мощность с понижением тем­пературы наружного воздуха.

При выборе типа газоперекачивающих агрегатов учитываются их технико-экономические показатели в зависимости от типа нагне­тателей и характеристики привода, а также вспомогательного обо­рудования, устанавливаемого на компрессорных станциях. При выборе привода большое эначение имеют эксплуатационные расходы. Причем постоянные издержки для электроприводного агрегата, всегда ниже и составляют 50-55% от издержек для газотурбинного привода, однако стоимость потребляемой энергии, всегда выше стоимости природного газа - топлива газовой турбины.

Наиболее экономичным является газо­турбинный привод. Однако следует учесть, что в некоторых случаях, например при небольших расстояниях между компрессорными станциями и источником электроэнергии (примерно 30-50 км), экономичнее применять электроприводы.

По типу компрессоров компрессорные станции на магистральных газопроводах подразделяются на газомоторные, газотурбинные и электроприводные, а по числу ступеней сжатия - на одно- и много­ступенчатые. Технологические схемы станций зависят от типа газо­перекачивающих агрегатов, качества газа, обусловливающих схему подготовки газа и других факторов, однако общими для них является принцип устройства станционных трубопроводных коммуникаций компримировапия, установок по обработке газа. Установки по обработке газа предназначены для очистки газа от пыли, капельной влаги, сероводорода и масла, для осушки газа, охлаждения и одоризации. а также вспомогатель­ных систем, обеспечивающих работу компрессорных станций, вклю­чая системы охлаждения, смазки, питания топливом, пуска, регули­рования, контроля работы агрегатов и дистанционного управления.

Технологической схемой головной ком­прессорной станции, оборудованной газомоторными компрессорами одноступенчатого сжатия предусматриваются следующие основные операции. Газ, поступающий на станцию по газопроводу, проходит пылеуловители (оборудованные свечами) и в очищен­ном виде по трубопроводам поступает в коллектор, из которого идет на сероочистку (если содержание серы в газе более 2 г на 100 м³) и далее во всасывающий коллектор. При отсутствии серы газ из коллектора через открытую задвижку, минуя сероочистку, попадает во всасывающий коллектор, из которого по трубопроводам идет во всасывающий коллектор компрессоров. Сжатый газ под давлением (необходимым для перекачки до следующей станции) по трубопроводам направляется в нагнетательный коллектор, из которого при необходимости поступает в оросительные холодиль­ники или, минуя их, в установку для осушки. Сухой газ по тру­бопроводу попадает в установку для одоризации, затем в замерный участок и далее по трубопроводу в магистральный газопровод. Установленные на всасывающем и нагнетательном коллекторах маслоуловители улавли­вают часть масла, уносимого газом из пылеуловителей и компрес­сорных машин. При необходимости часть газа поступает на редук­ционную установку, где снижается давление газа до величины, позволяющей использовать его на собственные нужды - с подачей в основные и вспомогательные газомоторные двигатели, в котель­ную и на бытовые нужды. Особенность схем одноступенчатых компрессорных станций за­ключается в том, что все компрессоры подключены к всасывающим н нагнетательным коллекторам параллельно, благодаря чему каждый из них может быть резервным. При многоступенчатой схеме в резерв приходится выводить группу компрессоров.

К вспомогательному оборудованию компрессорных станций отно­сятся, устройства, установки и аппаратура систем охлаждения, смазки и питания топливом, рессиверы или газосборникн, гаси­тели пульсации, воздушные баки, предохранительная и запорная арматура. В качестве холодильников для охлаждения газа между ступенями и после сжатия применяют теплообменники различной конструкции. Наиболее распространены секционные двухрядные холодильники, охлаждающие газ водой. Работают они по принципу противотока, т. е. с пропуском газа навстречу току воды.

Основная литература: 1 осн. [9-14], 2 осн. [133-139], 3 осн. [144-146],

4 осн. [130-139, 239-241]

Дополнительная литература: 2 доп. [410-417], 3 доп. [10-20]

Контрольные вопросы:

1. Какие газопроводы бывают?

2. Какие основные объ­екты входят в состав магистрального газопровода?

3. Что называются объемным расходом газа, подачей компрессора и пропускной способности газопровода?

4. Для чего предназначены компрессорные станции?

Дата добавления: 2015-08-10