Сдам Сам

ПОЛЕЗНОЕ


КАТЕГОРИИ







Добыча и транспортировка газа





Лекция 1,2

Введение

 

ГАЗОСНАБЖЕНИЕ— прием газа в местах добычи, его обработка, транспортирование, распределение по трубопроводам и подача потребителям. Все это выполняет система газоснабжения, которая в нашей стране построена на базе природного газа. Газовые промыслы, включая скважины и их обустройство, представляют самостоятельную, систему, тесно связанную с системой газоснабжения. Последнюю обычно разделяют на две части: газотранспортную и распределительную.

Газообразное топливо представляет собой смесь горючих и негорючих газов, содержащих некоторое количество примесей.

Топливо – вещество, при окислении выделяющее большое количество тепловой энергии.

Применение газа

• В коммунальном хозяйстве для приготовления пищи;

• Для технологических нужд предприятий коммунально-бытового обслуживания;

• Для нагревания воды, расходуемой для хозяйственно-бытовых и санитарно-гигиенических целей;

• Для отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха жилых и общественных зданий.

Основной причиной широкого использования природного газа является его сравнительная дешевизна, простота трубопроводного транспорта и распределения.

Основные преимущества и недостатки газообразного топлива перед другими видами топлива:

• преимущества - легко транспортируется, не требует больших затрат физического труда (по сравнению с твердым и жидким топливом), поддается автоматизированному процессу сжигания, не нужны складские помещения для хранения, хорошие санитарные условия на рабочем месте;

• недостатки - взрывоопасен (4.16 % от объема помещения), пожароопасен (при 17 % и более), удушающе действует на человека, трудно обнаружить утечку.

Промышленные месторождения газов природных горючих встречаются в виде обособленных скоплений, не связанных с каким-либо др. полезным ископаемым: в виде газонефтяных месторождений, в которых газообразные углеводороды полностью или частично растворены в нефти или находятся в свободном состоянии и заполняют повышенную часть залежи (газовые шапки) или верхние части сообщающихся между собой горизонтов газонефтяной свиты; в виде газоконденсатных месторождений, в которых газ обогащен жидкими, преимущественно низкокипящими углеводородами.

В газообразном топливе газовых месторождений преобладают метан СН4 (80.98 %), тяжелые углеводороды (этан, пропан, бутан и т. д.), водород, сероводород, в небольших количествах кислород, азот, углекислый газ и водяные пары.

Все горючие газы делятся на природные и искусственные.

Природные газы делятся на:

1. Газы газовых месторождений; они имеют постоянный химический состав и состоят в основном из метана (до 98%), небольшого количества тяжелых углеводородов и балластных газов. Эти газы называют сухими или тощими по причине малого содержания тяжелых углеводородов. (Низшая теплота сгорания составляет 33000-40000кдж\м3)

2. Газы газоконденсатных месторождений состоят из метана (до 85%), паров газового конденсата и балластных газов. Газовый конденсат – смесь нефтяных фракций (бензина, керосина, лигроина) и тяжелых углеводородов предельного ряда. . (Низшая теплота сгорания составляет 37000-42000кдж\м3)

3. Попутные газы нефтяных месторождений содержат большое количество тяжелых углеводородов (до 60%), метана (до 40%) и балластные газы. Газы газоконденсатных и нефтяных месторождений относятся к жирным газам ввиду большого содержания тяжелых углеводородов. (Низшая теплота сгорания составляет 40000-60000кдж\м3)

4. Сжиженные газы – пропанобутановые смеси, получаемые из газового конденсата и попутных газов, поэтому они к природным газам относятся условно. При нормальных условиях они находятся в газообразном состоянии и превращаются в жидкость при небольшом повышении давления или понижении температуры. Они хранятся и транспортируются в жидком виде под давлением до 1,6 МПа и превращаются в газообразное состояние перед сжиганием за счет понижения давления.

Искусственные газы делятся на:

1. Газы, получаемые из твердого топлива в качества побочного продукта основного производства; к ним относятся: доменный газ, получаемый в процессе выплавки чугуна в доменной печи; коксовый газ при получении кокса в коксовых батареях; полукоксовый газ, получаемый при производстве каменноугольной смолы.

2. Генераторные газы, получаемые из твердого топлива в газогенераторах в процессе газификации. Газификация – процесс перевода всей горючей части твердого топлива в горючий газ. Он протекает при α = 0,4-0,7 и является процессом неполного горения твердого топлива.(10450 кдж\м3)

3. Газ подземной газификации каменного угля, получаемый в процессе газификации угольного пласта без извлечения угля на поверхность земли. Горючие газы, получаемые из твердого топлива, имеют низкую теплоту сгорания, так как содержат много балластных газов (до 70%), очень токсичны и применяются только на предприятиях, где они вырабатываются. Их применение в быту запрещено. Они состоят из окиси углерода (СО), водорода (Н2), метана (СН4) и других углеводородов, паров смол и других горючих и балластных газов. (до 44500 кдж\м3)

4. Нефтезаводские газы, получаемые на нефтеперегонных заводах, в том числе: газ прямой перегонки нефти – побочный продукт при производстве светлых нефтепродуктов; крекинг – газ – побочный продукт крекинга мазута, при котором из него дополнительно получают светлые нефтепродукты; пиролизный газ – побочный продукт производства ароматических углеводородов (бензола, толуола и других). Нефтезаводские газы состоят из метана и других углеводородов, окиси углерода, водорода, а также балластных газов.

Основными характеристиками горючих газов является элементарный состав, теплота сгорания, плотность, токсичность, взрываемость, цвет, запах и другие.

 

Тогда до подачи в магистральный газопровод его очищают от сероводорода. Из газораспределительной станции газ поступает в головную компрессорную станцию или, если давление отбора достаточно велико, непосредственно в магистральный газопровод.

ОБРАБОТКА ПРИРОДНОГО ГАЗА

Осушка газа. Содержание влаги в газе при его транспортировании часто вызывает серьезные эксплуатационные затруднения. ПРи определенных внешних условиях (температуре и давлении) влага может конденсироваться, образовывать ледяные пробки

и кристаллогидраты, а в присутствии сероводорода и кислорода вызывать коррозию трубопроводов и оборудования. Во избежание перечисленных затруднений газ осушают, снижая температуру точки росы на 5...7 °С ниже рабочей температуры в газопроводе. При транспортировании осушенного газа трубопровод можно прокладывать на меньшую глубину, что уменьшает капиталовложения. Наибольшие трудности при транспортировании газов по магистральным газопроводам возникают при образовании

кристаллогидратов. Многие газы (метан, этан, пропан, бутан, углекислый газ и сероводород), насыщенные влагой, при определенных значениях температуры и давления образуют с водой (в жидкой фазе) соединения, называемые кристаллогидратами. Если влага удалена из газа и газ оказывается ненасыщенным, кристаллогидраты не образуются. Внешне кристаллогидраты похожи на белую снегообразную кристаллическую массу, а при уплотнении напоминают лед. Это неустойчивые соединения, которые при определенных условиях сравнительно легко разлагаются на составные части. Состав кристаллогидратов углеводородов следующий: СН4 • 6Н2О или СН4 • 7Н2О; С2Н6 • 7Н2О; С3Н8 • 18Н2О. Природный газ и вода представляют

собой многокомпонентную систему, которая дает смешанные кристаллогидраты. Они устойчивее гидратов индивидуальных углеводородов. На рис. 2.4 показаны кривые образования гидратов метана и природных газов в зависимости от температуры и давления. Сами кривые дают условия равновесного состояния гидратов. При таком изменении температуры и давления газа, когда точка, отвечающая состоянию газа, расположится выше и левее кривой, будет идти процесс образования гидрата. Ниже и правее кривой находится область разложения гидратов.

Ряс. 2.4. Кривые равновесного состояния гидратов метана я природных газов в зависимости от температуры и давления: 1— метан; 2— природный газ с

относительной плотностью 0,6; 3— природный газ с относительной плотностью 0,7; 4— природный газ с относительной плотностью 0,8

 

Для осушки газа применяют способы абсорбционные, т. е. поглощение водяных паров жидкостями, адсорбционные, т. е. поглощение водяных паров твердыми сорбентами, и физические — простое охлаждение или охлаждение с последующей абсорбцией. Широкое распространение получил абсорбционный способ осушки газа диэтиленгликолем и триэтиленгликолем, водные растворы которых обладают высокой влагоемкостью, нетоксичны, не вызывают коррозии металла и достаточно стабильны. Очистка газа от сероводорода и углекислого газа. В горючих газах, используемых для газоснабжения городов, содержание сероводорода не должно превышать 2 г на 100 м3 газа. Содержание углекислого газа нормы не лимитируют, однако по технико-экономическим соображениям в транспортируемом газе оно не должно превышать 2%.

Существуют сухие и мокрые методы очистки газа от H2S.

Сухие методы очистки газа основаны на применении твердых поглотителей (гидрата окиси железа, содержащегося в болотной руде, и активированного угля).

При мокрых методах очистки газа используют жидкие поглотители.

Для удаления из транспортируемого газа СО2 применяют промывку газа водой под давлением, пропуская газ через скрубер.

Для очистки от H2S природных газов и газов, полученных на нефтеперерабатывающих заводах, широкое распространение получил этаноламиновый способ. При очистке газа от H2S моноэтаноламином улавливается и СО2. Содержание H2S после очистки не превышает требуемой нормы.

Аминосоединения — слабые основания. При взаимодействии с сероводородом и углекислым газом они образуют нестойкие вещества, которые легко разлагаются при относительно невысокой температуре, поэтому поглощение сероводорода происходит при 15...25 °С, а раствор регенерирует при 12О...125°С.

Одоризация газа. Природный газ не имеет запаха. Поэтому для своевременного выявления утечек газа ему придают запах — газ одорируют. В качестве одоранта применяют этилмеркаптан (C2H5SH). По токсичности качественно и количественно он идентичен сероводороду, имеет резкий неприятный запах. Количество вводимого в газ одоранта определяют таким образом, чтобы при концентрации в воздухе газа, не превышающей 1/5 нижнего предела взрываемости, ощущался резкий запах одоранта. На практике средняя норма расхода этилмеркаптана для одоризации природного газа, поступающего в городские сети, установлена 16 г на 1000 м3 газа при 0°С и давлении 101,3 кПа.

Одаризацию газа производят в одоризаторах, которые бывают:

- капельные

- испарительные

- барботажные

- скруберные.

Наибольшее распространение получили капельные и барботажные одоризаторы (рис. 2.5). Первые просты по конструкции, но их недостатком является ручное регулирование спуска одоранта. В барботажных одоризаторах одорант испаряется при барботаже через него газа в специальных камерах. В этом случае целесообразно пропускать через одоризатор только часть газа и после насыщения парами

одоранта подмешивать эту часть к основному потоку газа, идущему по газопроводу. Барботажные одоризаторы выпускаются автоматизированными и имеют преимущественное распространение.

 

Рис. 2.5. Капельный одоризатор: 1—резервуар; 2— жидкостномерное стекло; 3— штуцер с краном для наполнения резервуара одорантом; 4— трубка для выравнивания давлений; 5— игольчатый регулировочный вентиль; 6— стекло для контроля расхода одоранта;

7— спускной штуцер с краном; 8— вентили

 

Газ, добытый из скважины, поступает в сепараторы, где от него отделяются твердые и жидкие механические примеси. Далее по промысловым газопроводам газ поступает в коллекторы и промысловые газораспределительные станции, где он очищается в масляных пылеуловителях, осушается, одорируется; давление газа снижается до расчетного значения, принятого в магистральном газопроводе. Компрессорные станции располагают примерно через 150 км.

Для возможности проведения ремонтов предусматривают линейную запорную арматуру, которую устанавливают не реже, чем через 25 км.

Для надежности газоснабжения магистральные газопроводы выполняют в две или несколько ниток. Газопровод заканчивается газораспределительной станцией, которая подает газ крупному городу или промышленному узлу. По пути газопровод имеет ответвления, по которым газ поступает к газораспределительным станциям промежуточных потребителей.

Для выравнивания сезонной неравномерности потребления газа служат подземные хранилища газа, для которых используются истощенные газовые и нефтяные месторождения, а при их отсутствии — в подземных водоносных пластах.

 

Катодная защита.

Катодной защитой называется способ защиты газопроводов от коррозии за счет их катодной поляризации с помощью тока от внешнего источника.

На газопровод 1 от специального источника тока 2 (катодная станция) накладывают отрицательный потенциал. Таким образом, газопровод искусственно превращают в катодную зону. Анодную зону создают металлические предметы 3 (старые трубы, рельсы), которые подсоединяют к положительному полюсу источника постоянного тока через кабели 4. В этом случае движение тока идет от положительного полюса источника тока до анодного заземления 3, от него в грунт и через поврежденные участки газопровода попадает на газопровод. От газопровода ток течет по кабелю на отрицательный полюс источника питания. В результате происходит постепенное разрушение не газопровода, а вкопанных в землю старых труб или рельсов. В зависимости от качества изоляции одна установка может участок газопровода от 1 до 20 км.

Схема катодной защиты 1 - защищаемый газопровод; 2-источник постоянного тока; 3 - заземлитель-анод; 4 - соединительный кабель

 

Этот способ защиты заключается в том, что катодная поляризация защищаемого газопровода достигается подключением к нему анодных заземлителей из металла, обладающего в грунтовой среде более отрицательный потенциал, чем сам газопровод. В результате защищаемый участок превращается в катод без постороннего источника тока.

Протекторы представляют собой цилиндры, состоящие из алюминия, магния, цинка или их сплавов.

Схема протекторной защиты 1 - протектор; 2 - соединительные кабеля; 3 - защищаемый газопровод; 4 - контрольный пункт

Электрические методы защиты дополняется электрическим секционированием. Газопровод разделяют на отдельные секции, монтируя промежуточные диэлектрические изолирующие вставки (изолирующие фланцы), что значительно ограничивает зону действия блуждающих токов. Их также устанавливают на подземных и надводных переходах газопроводов через препятствие и на вводах и выводах газопроводов.

Фланцевые соединения на подземных газопроводах (в колодцах) должны быть зашунтированы электроперемычками.

Надземные газопроводы следует защищать от атмосферной коррозии лакокрасочными покрытиями, состоящими из двух слоев грунтовки и двух слоёв краски, эмали, лака, выдерживающими температурные изменения и влияния атмосферных осадков. В соответствии с ГОСТ 14202 - 69 газопроводы надземные должны быть окрашены в желтый цвет с красными кольцами.

 

 

 

 

 

Потребление газа

 

Количество газа, потребляемое за год различными категориями потребителей города или поселка, является основой для разработки проекта распределительной системы газоснабжения. Годовые расходы в значительной мере определяют выбор схемы системы, ее размеры, пропускную способность, металлоемкость и стоимость. Исходя из годовых расходов определяют максимально-часовые расходы для расчета диаметров газопроводов, подбора оборудования и регуляторов давления. Годовые расходы должны быть определены с учетом развития города на перспективу.

Методика определения годовых расходов зависит от потребителей, которые можно разделить на следующие основные категории:

· потребление газа в квартирах жилых домов (бытовое потребление);

· потребление газа в общественных, коммунальных, детских, лечебных и прочих учреждениях;

· потребление газа на отопление и вентиляцию зданий;

· промышленное потребление;

· потребление газа электростанциями.

Все категории потребителей расходуют газ во времени неравномерно. Неравномерность связана с сезонными климатическими изменениями, с сезонным изменением производительности промышленных потребителей, режимом работы промышленных предприятий в течение недели и суток, со сложившимся режимом работы и отдыха, с укладом жизни населения, характеристикой газового оборудования зданий и промышленных цехов. Регулировать неравномерность посредством воздействия на отмеченные выше причины ее возникновения возможно лишь в весьма ограниченных пределах. Поэтому неравномерность необходимо изучать и учитывать при проектировании распределительных систем газоснабжения.

При изучении неравномерности строят ступенчатые графики расхода газа во времени. Наиболее полно отражен режим в годовом графике, построенном по часам суток, где каждому часу каждого календарного дня отвечает свой столбик (ступенька), соответствующий в масштабе часовому расходу. Учитывая инерциальность системы газоснабжения, а также сравнительно медленное изменение нагрузки в качестве минимального отрезка, на котором усредняют потребление и считают расход газа постоянным, принимают час. Построение годового графика потребления по часам для года является задачей чрезвычайно трудоемкой, поэтому такой всеобъемлющий график заменяют несколькими графиками, отличающимися величиной отрезка, на котором потребление осредняют и считают постоянным, а также общей продолжительностью во времени.

Учитывая изложенное, различают следующие виды неравномерности потребления и соответствующие им графики:

· неравномерность по месяцам года (сезонная или месячная);

· неравномерность по дням недели (суточная);

· неравномерность по часам суток (часовая).

График, построенный по месяцам года, определяет сезонную неравномерность. Его строят по месяцам года, но поскольку число дней в каждом месяце неодинаковое, то отрезки времени, соответствующие месяцам, откладывают по оси абсцисс величинами, пропорциональными числу дней в каждом месяце. По оси ординат откладывают суточные расходы, осредненные для каждого месяца.При таком построении площадь каждой ступеньки, отвечающей определенному месяцу на графике, соответствует в принятом масштабе месячному потреблению. Построение годового графика по суткам месяца позволяет отразить в нем и суточную неравномерность, связанную с изменением наружной температуры. Для этого отопительную нагрузку каждого месяца строят по продолжительности стояния наружных температур. Годовой график, построенный с учетом суточной неравномерности отопительной нагрузки, полностью отражает сезонные колебания потребления газа.В недельном графике потребление в течение суток считают постоянным, поэтому каждая ступенька соответствует расходу газа в сутки. График, построенный по дням недели, отражает недельную неравномерность, связанную с укладом жизни населения и режимом работы предприятий. При построении недельного графика отопительную нагрузку не учитывают, так как выявить закономерность изменения наружной температуры по дням недели нельзя. При определении расчетных расходов отопительную нагрузку учитывают отдельно.Суточные графики строят по часам, считая потребление в течение каждого часа постоянным. Они так же, как и недельные графики, отражают неравномерность, связанную с укладом жизни населения и режимом работы предприятий, но с большей детализацией режима, охватывая соответственно меньший суммарный отрезок времени.Неравномерность потребления оказывает большое влияние на экономические показатели системы газоснабжения. Наличие пиков и провалов в потреблении газа приводит к неполному использованию мощностей газовых промыслов и пропускной способности магистральных газопроводов, что повышает себестоимость газа, приводит к необходимости строительства подземных хранилищ и создания потребителей-регуляторов, что связано с дополнительными капитальными вложениями в газотранспортные системы и вторые топливные хозяйства предприятий.

Теоретический учет неравномерности потребления возможен лишь при построении графиков, но и здесь неравномерность коммунально-бытового потребления и отопительной нагрузки определяют из статистического анализа фактических режимов. Для недельных и суточных графиков теоретический учет влияния отдельных факторов на неравномерность потребления оказывается невозможным. Здесь наиболее достоверным путем является накопление и систематизация опытных данных в течение длительного периода. Только при достаточном количестве экспериментального статистического материала можно иметь надежные сведения по режимам потребления.

Годовые графики потребления газа городами и экономическими районами учитываются при планировании добычи газа и выборе, и обосновании мероприятий, обеспечивающих регулирование неравномерности потребления газа. Решение проблемы неравномерности потребления позволит обеспечить надежность газоснабжения и повысить экономическую эффективность газоснабжающих систем.

 

 

Рис. 5.1. Годовой график потребления: 1— потребление газа как сырья для переработки; 2— коммунально-бытовое потребление; 3— потребление промышленными печами; 4— потребление в котельных для выработки технологического пара; 5— закачка газа в подземное хранилище; 6 и 8— постоянное и сезонное потребление газа электростанциями; 7— потребление газа котельными для выработки тепла на отопление зданий; 9— отбор газа из подземного хранилища; 10 — неравномерность, покрываемая подачей магистрального газопровода; 11—линия подачи газа магистральным газопроводом; 12—средняя линия подачи газа

Изучение годовых графиков газопотребления имеет большое значение и для эксплуатации городских систем газоснабжения, так как позволит правильно планировать спрос газа по месяцам года, определить необходимую мощность городских потребителей-регуляторов, планировать проведение реконструкции и ремонтных работ на газовых сетях и их сооружениях.

Таким образом, суммарная неравномерность графика зависит от неравномерности потребления газа отдельными категориями потребителей и долей этих категорий в общегодовом потреблении. Следовательно, для построения годового графика необходимо знать структуру потребления по основным категориям потребителей в годовом разрезе и режимы потребления каждой категорией.

Наибольшие колебания расхода газа по месяцам наблюдаются в городах, где потребление газа населением и на отопление и вентиляцию зданий составляет значительную долю общего потребления, в то же время потребление газа электростанциями существенно не влияет на выравнивание графика. В городах, где технологическое потребление газа значительно по сравнению с другими категориями, годовой график равномерный.Неравномерность потребления регулируется с помощью подземных хранилищ. В результате использования подземного хранилища годовой график промышленного узла существенно выравнивается. Подача газа из магистрального газопровода делается более равномерной, что и отражено на графике.

Основное влияние на режим потребления газа в квартирах (бытовое потребление) оказывают климатические условия. Понижение наружной температуры вызывает увеличение потребления газа. Это объясняется тем, что в зимние месяцы температура водопроводной воды значительно снижается и на ее нагрев расходуют больше тепла. Кроме того, зимой больше пользуются горячей пищей, а численность населения города летом несколько уменьшается, так как часть его выезжает за город.

 

Принцип работы ГРП.

Газ через входной газопровод поступает на фильтр, где очищается от механических примесей, и через предохранительно запорный клапан подается в регулятор давления, где давление газа снижается и поддерживается постоянным, независимо от расхода. В случае повышения давления газа после регулятора выше допустимых значений, например в результате сбоя работы регулятора давления газа — срабатывает предохранительно-сбросной клапан — ПСК или гидрозатвор (ГЗ) , в результате чего излишки давления газа сбрасываются в атмосферу. Если давление газа продолжает возрастать и сброс газа через ПСК достаточного эффекта не дал, срабатывает предохранительно-запорный клапан и доступ газа потребителю через эту линию редуцирования прекращается. Для того, чтобы обеспечить безаварийную подачу газа потребителю, даже в случае выхода из строя регулятора давления ГРП закольцовывают по выходному давлению, либо устанавливают в ГРП дополнительную линию редуцирования (ниже еще вернемся к этому вопросу).

Стоит отметить, что в схеме ГРП (без резервной линии редуцирования) предусматривается байпасная линия, которая позволяет подавать газ и осуществлять ручное регулирование выходного давления газа на время ремонта оборудования или проведения технического обслуживания ГРП. На входе и выходе из ГРП установлены манометры. На входе в ГРП промышленного назначения либо в узлах учета газа замеряется температура газа с помощью термометра. Для централизованного замера расхода газа устанавливается измерительное устройство — газовый счетчик промышленного назначения.

Для снижения давления газа в ГРП применяются регуляторы давления прямого и непрямого действия. В регуляторах прямого действия конечный импульс давления воздействует на мембрану, которая через рычажное устройство связано с дроссельным органом. При уменьшении выходного давления степень открытия дроссельного органа увеличивается, при увеличении — уменьшается. В результате выходное давление газа поддерживается постоянным.
Для приведения в действие регуляторов давления непрямого действия источником энергии служит сжатый воздух и газ давлением 200-1000кПа. Применяются регуляторы давления непрямого действия при входном давлении более 1,2МПа и выходном более 0,6МПа. Также в последнее время все чаще применяют комбинированные регуляторы давления, представляющие из себя предохранительно-запорный клапан и регулятор давления в одном корпусе.

Для контроля за входным и выходным давлением, температурой в помещениях, открытием дверей — современные ГРП могут быть оборудованы системой телеметрии.

ГРП (ГРУ) предусматривают установку: фильтра, предохранительного запорного клапана ПЗК, регулятора давления газа, предохранительного сбросного клапана ПСК, запорной арматуры, контрольно-измерительных приборов КИП, приборов учета расхода газа (при необходимости), а также устройство обводного газопровода (байпаса) с установкой последовательно двух отключающих устройств и продувочного трубопровода между ними на случай ремонта оборудования.

Второе по ходу газа отключающее устройство на байпасе должно обеспечивать плавное регулирование.

Для ГРП с входным давлением свыше 6 кгс/см2 и пропускной способностью более 5000 м3/ч, вместо байпаса предусматривают дополнительную резервную линию регулирования.

Установку ПЗК предусматривают перед регулятором давления. ПЗК предназначен для автоматического отключения подачи газа в ох час повышения или понижения давления газа после регулятора сверх установленных пределов.

В соответствии с требованиями правил верхний предел срабатывания ПЗК не должен превышать максимальное рабочее давление газа после регулятора более чем на 25%. Нижний предел, устанавливаемый проектом, соответствует требованиям обеспечения устойчивой работы газогорелочных устройств, и уточняется при пусконаладочных работах.

Установку ПСК необходимо предусматривать за регулятором давления, а при наличии расходомера — после расходомера.

ПСК должен обеспечивать сброс газа в атмосферу, исходя из условий кратковременного повышения давления, не влияющего на промышленную безопасность и нормальную работу газового оборудованияпотребителей.

Перед ПСК предусматривают отключающие устройства, которые должны быть опломбированы в открытом положении.

Предохранительные сбросные клапаны должны обеспечить сброс газа при превышении номинального рабочего давления после регулятора не более чем на 15%.

Требования правил по настройке предела срабатывания ПСК -15% и верхнего предела срабатывания ПЗК — 25% определяют порядок (последовательность) срабатывания клапанов сначала ПСК,затем ПЗК.

Целесообразность такой очередности очевидна: ПСК, препятствуя дальнейшему росту давления сбросом части газа в атмосферу, не нарушает работу котлов; при срабатывании ПЗК котлы отключаются аварийно.

Колебания давления газа на выходе из ГРП допускается в пределах 10% от рабочего давления. Неисправности регуляторов, вызывающие повышение или понижение рабочего давления, неполадки в работепредохранительных клапанов, а также утечки газа должны устраняться в аварийном порядке.

Включение в работу регулятора давления в случае прекращения подачи газа должно производиться после выявления причины срабатывания предохранительно-запорного клапана ПЗК и принятия мер по устранению неисправности.

В ГРП следует предусматривать продувочные и сбросные трубопроводы, которые выводятся наружу в места, обеспечивающие безопасные условия для рассеивания газа, но не менее чем на 1 м выше карниза или парапета здания.

Допускается объединять продувочные трубопроводы одинакового давления в общий продувочный трубопровод. Такие же требования предъявляются при объединении сбросных трубопроводов.

В ГРП устанавливают показывающие и регистрирующие контрольно-измерительные приборы КИП (12) для измерения входного и выходного давления и температуры газа. Если учет расхода газа не производится, допускается не предусматривать регистрирующий прибор для измерения температуры газа.

Класс точности манометров должен быть не ниже 1,5.

Перед каждым манометром должна быть предусмотрена установка трехходового крана или аналогичного устройства для проверки и отключения манометра

Назначение и описание ГРПШ

Установка шкафных газорегуляторных пунктов обусловлена тем, что в магистральных газопроводах давление природного газа порой доходит до десяти МПа. Первичное снижение давления газа осуществляется на газораспределительных станциях, где его уровень снижается до одного-двух МПа. Однако внутренние газопроводы домов и зданий не рассчитаны на такое давление, и его требуется снизить до параметров, которые нужны конечному потребителю газа.

В связи с этим, ГРПШ выполняют такие функции, как:

  • Технологический и коммерческий учет расхода газа (если этого требует заказчик).
  • Прекращение подачи газа потребителю, в случае аварийного изменения заданного уровня выходного давления газа.
  • Фильтрация природного газа.
  • Поддержание давления на выходе в автоматическом режиме.
  • Редуцирование (снижение) среднего или высокого давления газа, который поступает из распределительных магистралей.

Редуцирование поступающего природного газа происходит в регуляторе давления газа. Оно поддерживается на заданном уровне независимо от того, как изменяется расход газа или входное давление. Благодаря данной функции использующее газ оборудование пользователей защищено от скачков давления.

Классификация ГРПШ

Классификация ГРПШ осуществляется по количеству выходов и линий редуцирования. Различают такие конструктивные исполнения шкафных газорегуляторных пунктов:

  • ГРПШ с более чем двумя линиями редуцирования.
  • ГРПШ с двумя линиями редуцирования, рассчитанными на разные либо одинаковые давления (при параллельной либо последовательной установке регуляторов давления газа).
  • ГРПШ с основной и резервной линией редуцирования.
  • ГРПШ с одной линией редуцирования.

Дополнительно ГРПШ могут укомплектовываться различными измерительными комплексами на базе турбинных или ротационных счетчиков для технологического или коммерческого учета расхода природного газа. Также устанавливаются средства для определения таких параметров, как температура и давление газа.

В зависимости от того, какие требования предъявляет заказчик к автоматизации ГРПШ, они также могут изготавливаться с комплексами телемеханики или телеметрии, предназначенными для дистанционного управления и контроля ГРПШ.

Газовое оборудование ГРПШ

Внутри ГРПШ производится установка оборудования, предназначенного для снижения давления, фильтрации газа, а также учета различных технических параметров (опционально), а именно:

  • Измерительный комплекс (опционально).
  • Манометр.
  • Сбросные и предохранительные устройства.
  • Регулятор давления газа.
  • Запорная арматура (вентили, задвижки, краны).
  • Фильтр газовый сетчатый ФС.

 

 

Регуляторы давления газа

Управление гидравлическим режимом работы системы газораспределения осуществляют с помощью регуляторов давления газа (РДГ), которые автоматически поддерживают постоянное давление в точке отбора импульса независимо от интенсивности потребления газа. При регулировании давления происходит снижение начального более высокого давления на конечное более низкое. Это достигается автоматическим изменением степени открытия дросселирующего органа регулятора, вследствие чего автоматически изменяется гидравлическое сопротивление проходящему потоку газа.

В зависимости от поддерживаемого давления (расположения контролируемой точки в газопроводе) регуляторы давления газа (РДГ) разделяют на регуляторы давления газа до себя и после себя. В ГРП (ГРУ) применяют только регуляторы давления газа после себя.

Автоматический регулятор давления газа (РДГ) состоит из исполнительного механизма и регулирующего органа. Основной частью исполнительного механизма является чувствительный элемент, который сравнивает сигналы задатчика и текущего значения регулируемого давления. Исполнительный механизм преобразует командный сигнал в регулирующее воздействие и в соответствующее перемещение подвижной части регулирующего органа за счет энергии рабочей среды (это может быть энергия газа, проходящего через регулятор давления газа (РДГ), либо энергия среды от внешнего источника электрическая, сжатого воздуха, гидравлическая).

Если перестановочное усилие, развиваемое чувствительным элементом регулятора давления газа, достаточно большое, то он сам осуществляет функции управления регулирующим органом. Такие регуляторы давления газа (РДГ) называются регуляторами давления прямого действия. Для дос







Что вызывает тренды на фондовых и товарных рынках Объяснение теории грузового поезда Первые 17 лет моих рыночных исследований сводились к попыткам вычис­лить, когда этот...

Что будет с Землей, если ось ее сместится на 6666 км? Что будет с Землей? - задался я вопросом...

ЧТО ТАКОЕ УВЕРЕННОЕ ПОВЕДЕНИЕ В МЕЖЛИЧНОСТНЫХ ОТНОШЕНИЯХ? Исторически существует три основных модели различий, существующих между...

ЧТО И КАК ПИСАЛИ О МОДЕ В ЖУРНАЛАХ НАЧАЛА XX ВЕКА Первый номер журнала «Аполлон» за 1909 г. начинался, по сути, с программного заявления редакции журнала...





Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:


©2015- 2023 zdamsam.ru Размещенные материалы защищены законодательством РФ.