Добавлен: 05.05.2024
Просмотров: 24
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ …………………………………………………………………………7
1 АНАЛИТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 8
1.1 Характеристика района работ 8
1.2 Гидравлический расчет 10
2 СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ 16
2.1 Пуск заполнение и эксплуатация газопровода 16
2.2 Пуск и остановка трубопровода………………………………………………….........…..19
3 ПРАКТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 30
3.1 Мероприятия по предотвращению гидратообразований 26
3.2 Управление газопроводом и контроль технологического процесса 29
3.3 Метрологическое обеспечение 35
ЗАКЛЮЧЕНИЕ……………………………………………………………........38
ВВЕДЕНИЕ
Данная учебная практика проходилась в период с 23.06.2020 по 06.07.2020 г. на предприятии ООО «Запсибтрансгаз» на трубопроводе магистрального напорного газопровода нефтяного газа «Вынгапуровская КС – УКПГ».
Целью учебной практики является ознакомление с организационной структурой производственного объекта, его техническим оснащением, технологическими процессами, входящими в производственный цикл. В соответствии с целью поставлены задачи:
-
получение опыта профессиональной деятельности по рабочей специальности; -
сбор материалов для написания отчета по практике; -
изучение и сбор информации о геолого-физической характеристике трубопровода;
-изучение и сбор информации о текущем состоянии эксплуатации трубопровода;
-
изучение и сбор информации о выполнении проектных решений по объекту изучения.
1 АНАЛИТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
-
Характеристика района работ
Трубопровод проложен подземно по территории Пуровского района ЯНАО. Общая протяженность эксплуатируемого газопровода составляет 20 400 м, диаметр 530 мм.
Район относится к таёжно-болотной зоне с избыточным увлажнением. Заболоченность трассы составляет 42%. На трассе газопровода отсутствует пересечение водоёмов, имеется значительное количество инженерных коммуникаций: дорог, трубопроводов, линий электропередачи.
Строительство газопровода осуществлялось генеральным подрядчиком
ЗАО «Нефтемонтажспецстрой» и субподрядными организациями ОАО «Электромонтажстрой», ОАО «Спецфундаментстрой», ООО «ВВЭМ», ООО «Роскомплект», ЗАО ПП «Волкомпани» из труб марки стали 17Г1С – У; ТУ14-1- 1950-2004. Глубина заложения трубы до верхней образующей составляет от 0,8 до 1,15 м.
Основные технические характеристики магистрального газопровода, обслуживаемого ООО «Запсибтрансгаз» согласно техническому паспорту магистрального газопровода нефтяного газа «Вынгапуровская КС – УКПГ» на участке 0 км - 20,4 км приведены ниже (рисунок 1 – карта географического расположения участка газопровода «вынгапуровская кс – укпг»
1.2 Гидравлический расчет
Представлен расчет стационарных гидравлических режимов работы линейных участков, расчет стационарных тепловых режимов работы линейных участков при заданных давлении и температуре в начале рассматриваемого газопровода, данных о пропускной способности и других характеристик.
Расчеты выполнены в соответствии с методикой СТО Газпром 2-3.5-051-2006.
Теплофизические свойства газа, необходимые для проведения расчета
Молярная масса нефтяного газа ????, кг/кмоль, вычисляется на основе компонентного состава по формуле:
???? = ???? ∙ ????????
????=1= ????1 ∙ ????1 + ????2 ∙ ????2 + ⋯ + ???????? ∙ ???????? 1)
где ???????? – концентрация i-го компонента газа, доли ед.;
???????? – молярная масса i-го компонента газа, определяемая по ГОСТ 30319.1.
На основе компонентного состава, приведенного в таблице 2, молярная масса газа составляет:
???? = (87,13 ∙ 16,043 + 10,35 ∙ 30,070 + 0,39 ∙ 44,097 + 0,78 ∙ 44,040 + 0,02 ∙ 31,998 + 1,33 ∙ 28,0135)/100 = 17,98 (г/моль)
Плотность газа, транспортируемого по газопроводу, ????, кг/м3, при стандартных условиях (????с = 0,1013 МПа и ????с = 293,15 К) вычисляют по формуле:
????с = 103 ∙ ???? ∙ ????с
где ???????? = 8,31451 кДж/кмоль·К – универсальная газовая постоянная;
????с – коэффициент сжимаемости газа при стандартных условиях.
Коэффициент сжимаемости газов при давлениях до 15 МПа и температурах 250 –
400 К, ????, вычисляют по формуле:
???? = 1 + ????1 ∙ ????пр + ????2 ∙ ????пр
где:
????пк = ∑ ???????? ∙ ????кр???? ????
????=1
????пк = ∑ ???????? ∙ ????кр???? ????
????=1
????кр????, ????кр???? – критические значения давления и температуры -го компонента газовой смеси.
При стандартных условиях значения приведенного давления и температуры газа составляют:
????пр = 0,1013
????пр = 293,15
Коэффициент сжимаемости газа при стандартных условиях составляет ????с = 0,9996.
Тогда плотность газа при стандартных условиях составит ????с = 0,748 кг/м3.
При стандартных условиях динамическая вязкость газа составляет:
???? = 16,35 ∙ 10−6 Па·с.
Расчет стационарных гидравлических режимов работы линейных участков магистрального газопровода
В соответствии с п.18.5.1 [СТО], гидравлический расчет участка газопровода, на протяжении которого отсутствуют точки с разницей вертикальных отметок более чем 100 м, следует выполнять без учета рельефа трассы. На продольном профиле трассы газопровода «Вынгапуровская КС – УКПГ» максимальная разница вертикальных отметок составляет 18 м, следовательно, расчет выполнялся без учета рельефа трассы по всей протяженности газопровода. Общая протяженность газопровода составляет 20,4 км. Диаметр газопровода составляет 530 мм, толщина стенки – 10 мм.
где
???? – внутренний диаметр трубы, мм;
????н, ????к – абсолютные давления в начале и конце участка газопровода,
соответственно, МПа;
∆ – относительная плотность газа по воздуху;
????ср – средняя по длине участка газопровода температура транспортируемого газа, К;
????ср – средний по длине газопровода коэффициент сжимаемости газа, безразмерн.;
???? – длина участка газопровода, км;
???? – коэффициент гидравлического сопротивления участка газопровода, безразмерн.
Коэффициент ???? вычисляют по формуле:
Коэффициент сопротивления трению ????тр вычисляют по формуле ВНИИГАЗа:
???? – эквивалентная шероховатость труб: для новых труб без внутреннего гладкостного покрытия следует принимать равным 0,03 мм; для труб с внутренним гладкостным покрытием – равным 0,01 мм; для бывших в эксплуатации стальных труб – 1 мм; для полиэтиленовых независимо от времени эксплуатации – 0,007 мм.
???? – коэффициент гидравлической эффективности, безразмерный, принимается равным 0,95. Допускается принимать другие значения ???? при соответствующем обосновании.
При известном значении пропускной способности (расхода газа через участок) для существующего газопровода получаем формулу расчета давления на выходе из рассматриваемого участка:
где
????????н – давление на входе в i-тый участок газопровода, МПа;
????????к – давление на выходе из i-того участка газопровода, МПа.
Среднее значение давления газа на участке газопровода ????ср вычисляют по формуле:
Ниже представлен расчет потерь давления для участка магистрального газопровода «Вынгапуровская КС – УКПГ».
Расход газа на газопроводе составляет: ???? = 4,072 млн. м3 /сут. (фактическая производительность газопровода согласно паспорту составляет 1356,0 млн.м3 /год).
Относительная плотность газа по воздуху при стандартных условиях, определенная по формуле (4), составляет: ∆ = 0,621.
Внутренний диаметр на всей протяженности газопровода: ???? = 510 мм.
Эквивалентная шероховатость труб на всей протяженности принята равной ???? = 1 мм (как для труб, бывших в эксплуатации).
Коэффициент гидравлической эффективности по всей протяженности газопровода принят равным: ???? = 0,8.
Зимний период:
Участок №1 (Вынгапуровская КС – крановый узел на ПК 10).
????1н = 6,1803 МПа (максимальное разрешенное давление газа согласно технологической карте);
???? = 0,03462 (коэффициент гидравлического сопротивления трубопровода на расчетном участке, при среднем значении числа Рейнольдса ???????? = 4771009,193);
???? = 1,0 км (длина участка газопровода между крановыми узлами);
????ср = 0,98280 (средняя сжимаемость газа на участке газопровода);
Участок №2 (крановый узел на ПК 10 – крановый узел ПК 201).
????2н = 6,1567 МПа (расчетное давление в газопроводе на крановом узле ПК 10);
???? = 0,03462 (коэффициент гидравлического сопротивления трубопровода на расчетном участке, при значении числа Рейнольдса ???????? = 5099233,386);
???? = 19,1 км (длина участка газопровода);
????ср = 0,98299 (средняя сжимаемость газа на участке газопровода).
Летний период:
Участок №1 (Вынгапуровская КС – крановый узел на ПК 10). ????1н = 6,1803 МПа (максимальное разрешенное давление газа согласно технологической карте);
???? = 0,03462 (коэффициент гидравлического сопротивления трубопровода на расчетном участке, при среднем значении числа Рейнольдса ???????? = 4766548,031);
???? = 1,0 км (длина участка газопровода между крановыми узлами);
????ср = 0,98277 (средняя сжимаемость газа на участке газопровода);
Участок №2 (крановый узел на ПК 10 – крановый узел ПК 201).
????2н = 6,1567 МПа (расчетное давление в газопроводе на крановом узле ПК 10);
???? = 0,03462 (коэффициент гидравлического сопротивления трубопровода на расчетном участке, при значении числа Рейнольдса ???????? = 5028102,873);
???? = 19,1 км (длина участка газопровода);
????ср = 0,98338 (средняя сжимаемость газа на участке газопровода);
2 СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ
2.1 Пуск заполнение и эксплуатация газопровода
Технологический режим должен обеспечивать перекачку газа с требуемой пропускной способностью, с наименьшими затратами, а также безопасную и безаварийную эксплуатацию газопроводов.
Расчетное время работы магистральных газопроводов с учетом остановки на ППР принимают равным 333 дням или 8000 часов в год.
Перекачка газа производится компрессорами, установленными на Вынгапуровской КС. Технологический режим перекачки устанавливает производственнодиспетчерский отдел (ПДО) ОАО «СибурТюменьГаз» с учетом утвержденной главным инженером ООО «Запсибтрансгаз» «Технологической карты работы магистральных газопроводов и продуктопроводов». При разработке режима работы газопровода и его участков учитываются гидравлические расчеты. Разрешенное (максимальное) рабочее давление должно устанавливаться для участков газопроводов равным или ниже проектного с учетом следующих факторов:
− технического состояния газопровода (по результатам внутритрубной диагностики снарядами, подводно-технического обследования на водных переходах);
− продолжительности эксплуатации участка;
− рабочих параметров предшествующего периода эксплуатации;
− ограничений, которые введены из-за отступлений от требований нормативнотехнических документов.
Частичное или полное снятие ограничений разрешенных давлений должно осуществляться после выполнения мероприятий, обеспечивающих надежную эксплуатацию участков газопровода.
Работа газопровода должна соответствовать установленному технологическому режиму и обеспечивать равномерность перекачки. При каждом непредусмотренном изменении режима перекачки необходимо устранить причины, вызывающие это изменение. При необходимости следует установить другой переходный режим работы газопровода, оптимальный для сложившейся обстановки.
