Мощность - компрессорная станция
Cтраница 3
Кк - капитальные вложения в газосборный коллектор; К ту - то же, в групповую установку, не зависящие от числа скважин; Ккп - то же, в кон-денсатопровод; К ъ - то же, в водопровод, не зависящие от числа скважин; Kav - то же, в объекты подсобного назначения; Ккх - то же, в одну холодильную машину; гех - число холодильных машин; Кк - удельные капитальные вложения в единицу мощности компрессорной станции; Npa6 - рабочая мощность компрессорной станции; р - коэффициент превышения установочной мощности над рабочей. [31]
КС ПХГ представляет собой цеховую структуру, где компрессорные цеха ( рис.) представляют собой ряд последовательных ступеней сжатия, включаемых в работу по мере тех-нологич. Мощность компрессорной станции до 180 - 200 МВт, производительность 50 - 60 млн. м3 газа в сут. [32]
Он подчиняется общему режиму транспорта горючих газов по трубопроводам, установленном декретом № 85 - 1108 от 15 октября 1985 г. В соответствии с этим он является объектом либо концессии, либо разрешения на транспорт. Если мощность компрессорных станций выше 300 кВт, они должны иметь разрешение на эксплуатацию с точки зрения правил для установок, включенных в списки объектов, которые должны предусматривать защиту окружающей среды в соответствии с декретом от 23 апреля 1985 г. относительно демократизации публичного опроса, после административного инструктажа и анкетирования. [33]
 |
Схема потоков в закрытой системе охлаждения. [34] |
При высоком расходе газа в трубопроводе увеличить давление очень трудно. Для этой цели обычно требуется использовать всю мощность компрессорных станций; кроме того, может оказаться превышенной норма отбора из подземного газохранилища. Поэтому необходимо как можно раньше предвидеть пиковое газопотребление и повысить давление в газопроводе до того, как возникнет потребность в газе. [35]
Выдвигается идея использования существующих газопроводов природного газа для транспортирования водорода. При этом отмечается, что потребуется лишь увеличение мощности компрессорных станций. Использование действующей сети газопроводов является существенной составляющей в новой водородной экономике. [36]
Для определения мощности трансформаторных подстанций и годового расхода электроэнергии составляется сводная ведомость всего силового электрооборудования с указанием характеристик моторов, а также коэфициен-тов загрузки каждого станка, крана, сварочной установки и пр. Аналогичная ведомость составляется по пневматическим установкам и инструментам для определения мощности компрессорной станции и расчета годового расхода сжатого воздуха. [37]
Подача с промыслов некондиционного газа приводит к выделению влаги и конденсата в магистральных газопроводах. За счет этого образуются жидкостные и гидратные пробки, которые снижают производительность газопроводов и приводят к дополнительному повышению мощностей компрессорных станций и затрат на предотвращение гидратных пробок. [38]
Определение базовых показателей себестоимости транспорта газа по отдельным газопроводам до пунктов потребления газа требует проведения специальной работы по той причине, что учет и отчетность в транспорте газа ведутся в целом по производственным объединениям. В одном производственном объединении эксплуатируется, как правило несколько газопроводов разных диаметров и протяженности, отличающихся числом ниток, мощностью компрессорных станций и другими параметра - ми. Себестоимость транспорта газа по отдельным газопроводам не - исчисляется. Не учитываются также и показатели, на основе которых можно было бы условно разнести по газопроводам общую сумму затрат: численность работников, стоимвсть основных фондов, потребление газа, электроэнергии, материалов и др. В 1979 г. утверждена методика планирования и калькулирования себестоимости транспорта газа [4], однако применение этой методики не облегчает выполнение задачи распределения затрат между газопроводами. Напротив, если действовавшая ранее методика позволяла учитывать и планировать затраты на транс - порт газа по процессам ( очистка, осушка, компримирование, содержа - ние линейной части, связи и ГРС), то новая методика предусматривает лишь определение общей суммы затрат на транспорт. [39]
Для достижения общего оптимума необходим правильный выбор способов увеличения пропускной способности газопровода. Эти способы могут быть весьма различны: строительство лупингов различного диаметра, перерастающих впоследствии в параллельные нитки, увеличение степени сжатия ( и соответствующее увеличение мощности компрессорных станций), сооружение новых станций. [40]
С развитием добычи газа растет протяженность магистральных газопроводов. Эксплуатируются крупнейшие многониточные системы магистральных газопроводов Северный Кавказ - Центр, Средняя Азия - Центр, Северные районы Тюменской области - Центр, Ухта - Торжок и [ др. С каждым годом растет мощность компрессорных станций по перекачке газа. [41]
Дальнейшее повышение надежности газоперекачивающих агрегатов, сокращение объемов ремонтных работ и обслуживания позволяют оснащать компрессорные станции двухступенчатыми нагнетателями. Суммарная мощность компрессорных станций снижается за счет повышения давления на выходе станции. За единицу суммарной мощности принята мощность компрессорной станции при рвых 5 6 МПа. За ечег увеличения рвых до 7 5 МПа суммарная мощность может быть уменьшена более чем в 2 раза. [42]
Поступление пластовой воды в газовую залежь приводит как к негативным, так и к позитивным последствиям. Позитивные последствия проявляются в том, что за счет поступления воды темпы падения пластового давления в газовой части уменьшаются. Это приводит к более благоприятным условиям поставки газа в газопровод ( продление периода бескомпрессорной эксплуатации, снижение мощности дожим-ных компрессорных станций) и уменьшению темпов падения дебитов скважин, зависящих от темпов падения пластового давления. [43]
Характер изменения во времени экономических показателей остается таким же и при газовом режиме. Следует отметить, что приведенные рассуждения справедливы лишь когда месторождения необходимо разрабатывать с постоянными уровнями отборов газа. Если же в компрессорный период эксплуатации месторождения не требуется поддерживать постоянный отбор газа, рост потребной мощности компрессорной станции будет меньшим. Вопрос оптимального наращивания мощности компрессорной станции в период переменной ( снижающейся) добычи должен рассматриваться на основе более детальных технико-экономических расчетов. При этом следует определить мощности компрессорной станции как при дальнейшем поддержании постоянного темпа отбора, так и при различных вариантах падающей добычи газа. Выбирая наилучший вариант, следует сопоставлять технико-экономические показатели разработки газового месторождения не за компрессорный период, а за весь рассматриваемый срок оптимизации, принятый для оценки вариантов разработки. [44]
Давление на приеме компрессорной станции определяется так же, как и давление на входе в установку низкотемпературной сепарации. В формулы ( 25) и ( 26) подставляется диаметр коллектора, заданный в исходных параметрах варианта, длина его и расход газа, который получается делением общего отбора его на число групповых установок на месторождении. Полученное давление на приеме компрессорной станции сравнивается с давлением, которое необходимо поддерживать на входе магистрального газопровода. Если давление газа, поступающего с промысла, упадет ниже необходимого на входе в газопровод, то вычисляется мощность компрессорной станции. [45]
Страницы: 1 2 3 4