всій очисні ділянці вузла запуску до камери прийому: діаметр газопроводу по всій довжині газопроводу повинен бути однаковим; запірна лінійна арматура повина бути рівно прохідною; в трійниках на відводах, якщо їх діаметр більше 30% діаметра газопроводу, передбачено встановлення направляючих планок для запобігання заклинювання очисного поршня; внутрішня поверхня труб неповинна мати виступаючих деталей, крім сигналізаторів; відводи, компенсатори повинні бути з радіусом кривизни не менше 5D очисного поршня; конденсатозбірники типу « розширювальна камера » оснащуються направляючими планками для безперешкодного проходу очисного поршня, при чому вони неповинні заваджати нормальні роботі конденсатозбірника; переходи через природні і штучні перешкоди повинні виконуватись з врахуванням додаткових навантажень від маси поршня і газоконденсатної суміші.
9.2 Послідовність прийому і запуску очисного пристрою
Очисні поршні на КС-38 Гусятин запускають у наступні послідовності. Закривають крани 80, 80б, 83, 83б, 85, 85б, 84, 84б, 90, 91, 94 (30 – закритий, 8 – відкритий ) і відкривають свічні крани 1с і 1с, для випуску газу в атмосферу. Після випуску газу з камери запуску очисного пристрою відкривають кінцевий затвор і тачанка з заслінкою відводиться до ти пір поки з камери не вийде піддон на який загружають поршень. Тачанку разом з піддоном і поршнем заводять в камеру запуску очисного пристрою і фіксують піддон штопорним пальцем. Очисний поршень товкачем вводять в газопровід потім кришку фіксують фіксаторами і заживними штурвалами. Потім камеру продувають через відкриті крани 1с, 2с шляхом відкриття кранів 90, 91, 94. Після продувки і закриття кранів 1с, 2с вирівнюють тиск з обох сторін очисного поршня. Відкривають крани 80, 85, 83 прикривають на 40-50% кран 8 після чого поршень виходить з камери запуску поршня проходить кран 80, сигналізатор проходження поршня і охоронний кран Б після чого прямує по ділянці на КС-39 Богородчани, яку обслуговує УМГ «Прикарпаттрансгаз», на якій перед пуском повинен обов’язково бути відкритий кран 70. Після запуску поршня приводять попередню схему: кран 8 відкривають, а крани 80, 85, 83 закривають. При непрацюючій КС на запасований поршень подають газ шляхом відкриття кранів 85, 84 і закриття крана 30.
При русі очисного пристрою по газопроводу завдяки його щільному приляганню до стінки труби проходить його очистка. Продукти очистки (тверді частинки і рідина), збираються перед очисним поршнем і рухаються разом з ним. Від герметичності між очисним поршнем і внутрішньою порожниною газопроводу залежить степінь очистки. На вузлі прийому відкривають крани 70, 82, 81, а при підході рідини кран 86, 87. Прохід поршня у вузол прийому контролюють за трьома сигналізаторами. Після спрацювання другого сигналізатора по ходу поршня закривають крани 70, 86 і відкривають кран 88, після спрацювання третього сигналізатора закривають крани 81, 82, 88 і краном 95 регулюють захід очисного поршня в камеру. Закриттю крана 86 повинно парадувати відкриття крана 88. Рідина і грязюка відводиться в ємкість збору конденсату об’ємом 150 м3. Після випорожнення вузла прийому від газу, через кран 95, відкривають кінцевий затвор. Тачанку з заслонкою разом з очисним поршнем виводять з камери. Поршень за допомогою підіймального пристрою забирають з каретки, проводять огляд, очистку кінцевого затвору і проводиться оприсовка камери.
Для контролю за проходженням очисного поршня по газопроводу в окремих його точках стоять аналізатори проходження поршня. По принципу дії вони бувають механічними, гідравлічними і електричними. По способу установки на газопроводі їх можна розділити на два типи: установка з порушенням герметичності труби і установка без порушенням герметичності. На КС-38 Гусятин використовують механічні аналізатори з порушенням герметичності труби.
9.3 Розрахунок коефіцієнта гідравлічної ефективності ділянки газо-
проводу Бар-Гусятин
Розрахунок коефіцієнта гідравлічної ефективності потрібно проводити для визначення ступеня забрудненості газопроводу. Від значного забруднення газопроводу погіршується процес транспортування природного газу і як наслідок знижується надійність роботи газопроводу. Для підвищення гідравлічної ефективності газопроводу необхідно періодично пропускати через ділянку очисні пристрої. Цей розрахунок дає можливість визначити фактичний режим роботи ділянки Бар-Гусятин і зробити висновок про технічний стан системи.
9.3.1 Постановка задачі і контрольний приклад розрахунку
Вихідними даними до розрахунку є фактичні режими роботи газопроводу, а також режими роботи КС-37 Бар і КС-38 Гусятин за 7 листопада 2003 року.
По газопроводу довжиною 126 км і діаметром 1420х18 мм транспортують газ відносною густиною 0,56 при початковому тиску 70,3 ат і температурі 40 °С, кінцевому тиску 50,3 ат і температурі 23 °С. Температура ґрунту складає 3 °С.
Визначити коефіцієнт гідравлічної ефективності, якщо фактична витрата газу складає 86,4 млн.м3/добу.
Визначаємо середній тиск в газопроводі за формулою
(9.1)
де Рп – початковий тиск на ділянці газопроводу, атм;
Рк – кінцевий тиск на ділянці газопроводу, атм.
Визначаємо середню температуру газу в газопроводі за формулою
(9.2)
де to – температура грунту, °С;
tп – температура на початку ділянки, °С;
tк – температура в кінці ділянки, °С.
Визначаємо коефіцієнт стисливості газу за формулою Касперовича
(9.3)
де - відносна густина газу.
Визначаємо фактичний коефіцієнт гідравлічного опору за формулою
(9.4)
де D – внутрішній діаметр газопроводу, мм;
q – фактична витрата в газопроводі, млн.м3/добу;
l – довжина ділянки газопроводу, км.
Визначаємо густину газу за нормальних умов за формулою
(9.5)
кг/м3
Визначаємо критичні параметри газу за формулами:
(9.6)
(9.7)
;
Визначаємо зведені параметри газу за формулами:
(9.8)
(9.9)
Визначаємо коефіцієнт динамічної в’язкості за формулою:
(9.10)
Визначаємо число Рейнольдса за формулою:
(9.11)
Визначаємо теоретичне значення коефіцієнта гідравлічного опору за формулою:
(9.12)
де К=0,03 – еквівалентна шорсткість.
Визначаємо коефіцієнт ефективності газопроводу за формулою: