Мощность - компрессорная станция
Cтраница 2
 |
Районы расположения и оснащение КС. [16] |
Для оценки точности реализации расчетного оптимального режима газотранспортной системы необходимо учесть перерасход топлива, возникающий в системе при отклонении мощностей компрессорных станций от оптимальных значений. [17]
 |
Технико-экономические характеристики газотурбинного парка России. [18] |
Повышение эффективности дальнего транспорта газа не может быть достигнуто без приведения в соответствие уровня развития линейной части многониточных газопроводов и мощностей компрессорных станций на них. Разработаны предложения по реновации мощностей КС с газотурбинным приводом с одновременным изменением параметров газотранспортных систем, чтобы снизить энергоемкость и энерговооруженность транспорта газа за счет энергосберегающих технологий. [19]
Вычислив выражение, стоящее в левой части уравнения, по графику находим число скважин, а затем - объем буферного газа и мощность компрессорной станции, при которых приведенные затраты в ПХГ минимальные. [20]
Предусматривать возможность последующей замены малопроизводительного или морально устаревшего оборудования на новое без коренной реконструкции здания, а также предусматривать возможность расширения и увеличения мощности компрессорной станции без нарушения эксплуатации оборудования во время выполнения работ по реконструкции. [21]
Он состоит в нахождении определенного числа вариантов, относящихся к характеристике транспортной сети ( трасса, диаметр трубопроводов, число, место расположения, мощность компрессорных станций), затем в расчете каждого варианта транспорта в соответствии с последовательностью схемы, представленой в § 6.1.1.5. Это ведет к оптимальному решению, если варианты были выбраны достаточно исчерпывающе. [22]
Как было установлено Украинским государственным институтом ш проектированию магистральных газопроводов ( Укргипрогаз), каждой определенной пропускной способности магистрального газопровода соответствуют конкретно оптимальные степень сжатия газа и мощность компрессорной станции, которые однозначно определяют в зависимости от показателей стоимости компрессорной станции и от рабочей характеристики принятого типа компрессоров. [23]
 |
Кривые результатов испытания методом противодавления двух скважин за 10 и 14 лет. [24] |
В подземных хранилищах, где нет опасности прорыва подошвенных вод, максимальный расход газа при отборе будет определяться рабочим давлением в магистральном трубопроводе, в который подается газ из хранилища или мощностью компрессорной станции, нагнетающей газ в магистральный газопровод. [25]
Таким образом, на каждый момент известны число скважин, диаметры фонтанных труб, шлейфов, коллекторов, площадь теплообменников, диаметры сепараторов на групповой установке, холодопроиз-водительность установки искусственного холода, мощность компрессорной станции. [26]
К параметрам и показателям магистрального газопровода, используемым для технико-экономических обоснований, следует отнести пропускную способность, диаметр, толщину стенки и качество металла труб, расстояние между компрессорными станциями и соответственно их число, мощность компрессорных станций, давление нагнетания компрессорной станции ( или давление в начале газопровода), степень сжатия, расход металла, капитальные вложения, эксплуатационные и приведенные затраты. [27]
Сроки создания циклически эксплуатируемого подземного хранилища газа определяются степенью взаимозамещения воды и газа, на которую оказывает влияние ряд геолого-геофизических, технических и технологических факторов: угол наклона и коллек-торские свойства пласта, число, расположение и несовершенство эксплуатационных скважин, мощность компрессорных станций, определяющая давление и темпы закачки газа. [28]
Повышение давления при закачке газа в пласт способствует сокращению сроков строительства подземных хранилищ, уменьшению числа нагнетательных скважин, кроме того, в процессе хранения приводит к увеличению объема хранящегося газа и дебитов скважин, увеличению бескомпрессорного периода подачи газа потребителю из хранилища и повышению коэффициента нефтеотдачи при подземном хранении газа в выработанных нефтяных месторождениях, уменьшению мощности компрессорной станции при отборе газа. [29]
В разделе ТЭО Технологическая схема эксплуатации ПХГ приводятся данные, обосновывающие объемы активного и буферного газа в хранилище, определенные на основе реально существующих режимов и структуры газопотребления; определяются максимальное и минимальное буферное значение давления газа в подземном резервуаре, технология эксплуатации ПХГ, максимально допустимый дебит единичной технологической скважины; выбирается конструкция технологической скважины на период эксплуатации и необходимое скважинное оборудование; определяется мощность компрессорной станции и тип ГПА, соответствие принятых решений новейшим достижениям науки и техники; разрабатывается организация контроля за герметичностью скважин и подземных выработок, мероприятия по противопожарной безопасности, охране окружающей среды, безопасному ведению работ и проведению профилактических и ремонтных работ. [30]
Страницы: 1 2 3 4