Разработка технологической схемы компрессорного цеха

Пропускная способность газопровода Q _к, млн м³/сут., задана в табл. П1.1.

5.1. Затраты мощности КЦ

где n – показатель политропы; η _пол– политропический КПД нагнетателя, выбираем в п. 1.13.

К основному оборудованию КЦ относятся компрессорные машины и приводящие их двигатели. Каждый тип компрессорных машин имеет свою область рационального использования в зависимости от суточной производительности.

При рассчитанной рабочей производительности, а также из-за отсутствия необходимого числа близко расположенных источников тока, наиболее подходящим типом компрессорных машин являются центробежные нагнетатели.

В курсовом проекте необходимо рассмотреть 2 технологические схемы: с полнонапорными и с полнорасходными нагнетателями.

5.2. Из перечисленных в табл. П3.1 ГПА находим оптимальный вариант центробежных нагнетателей, которые будут удовлетворять условию:

,

где  – производительность нагнетателя ; n – количество групп в интервале (2÷6) для технологической схемы с полнорасходными нагнетателями; или количество ЦН для схемы с полнонапорными нагнетателями.

 

 

Для схемы с параллельным соединением нагнетателей (выбираем ГПА-Ц-6,3):

Для схемы с параллельно-последовательным соединением (выбираем ГТН-6-750):

 

 

5.3. Определяем единичную мощность привода параллельного соединения нагнетателей

5.4. Определяем единичную мощность привода параллельно-последовательного соеденения нагнетателей

5.5. Для параллельно-последовательного соединения нагнетателей заданная степень сжатия по компрессорному цеху

5.6. Для паралельного соединения нагнетателей заданная степень сжатия по компрессорному цеху

5.7. Определяем рабочую зону по производительности нагнетателя.

 

Узнаем, какое количество газа проходит через одну группу:

рабочая зона: ,

где .

5.8. Производительность группы или ЦБН ПГ,

Для паралельного соединения:

Рабочая зона:

Для параллельно-последовательного соединения

Определяем, может ли ГПА пропустить через себя требуемое количество газа для каждого варианта КЦ. Используя данные табл. П3.4, определяем число резервных машин. Все полученные данные записываем в табл. 5.1.

Рассмотрим параллельную схему включения нагнетателей и последовательно-параллельную схему. В итоге образуется несколько вариантов, из которых нужно будет выбрать такой, который обеспечит заданную производительность газопровода при заданных условиях.

Таблица 4.1

Варианты технологического оборудования КЦ

 

Тип ЦБН	Паспортная подача ЦБН, млн м³/ сут.	Степень сжатия	Кол-во групп	Кол-во ЦБН ПГ	Расчетная подача группы или ЦБН ПГ, млн м³/ сут.	Рабочая зона нагнетателя, млн м³/сут.
ГПА-Ц-6,3	13	1,45	-	5	11	11,05÷14,95
ГТН-6-750	20	1,24	3	6	18,33	17÷23

 

5.9. Для каждого варианта определяется удельные приведенные расходы по станции Ск с учетом типа привода. На основе значений ε и рассчитывается комплекс

где степень сжатия нагнетателя расчитывается в пунктах 2.7 – 2.8.

5.10. Совокупные затраты на один КЦ – Ск в общем случае расчитываются:

,

где Э – эксплуатационные расходы на станции, тыс. руб/год; К – капиталовложения в КС, тыс. руб; Е – отраслевой коэффициент, обратный сроку окупаемости и равный для объектов транспорта и хранения нефти и газа 0,15, 1/год.

Э=n∙a_э+n_p∙в_э+c_э;   К=(n+n_p)∙а_к+в_к;

где n_н – число рабочих ГПА на станции; n_p – число резервных ГПА; а_э, в_э, с_э, а_к, в_к – коэффициенты, отражающие затраты, связанные с ГПА и другими системами и службами КЦ, независимыми от числа ГПА на станции.

5.11. Капиталовложения в КС

 

Численные значения коэффициентов а_э, в_э, с_э, а_к, в_к даны в табл. П3.5, П3.6.

Для ГТН-6-750 (последовательно-параллельная схема)

Э=6∙497+2∙122+391=3617

Для ГТК-10-И (параллельная схема)

Э=5∙686+2∙218+583=4449

Сравнив значения комплексов  (выбирается минимальное значение), останавливаем свой выбор на марке ГПА с ГТН-6-750 с последовательно-параллельной схемой КЦ, как наиболее экономически целесообразном варианте.

Полная технические характеристики ГТН-6-750:

– суточная подача Q_kЦБН=20 млн.м³/сут

– давление нагнетания

– степень сжатия π = 1,24;

– частота вращения

Необходимо привести описание выбранной технологической схемы КЦ.

В зависимости от выбранного типа центробежных нагнетателей, используемых на КС, различают две принципиальные схемы обвязок ГПА:

– схема с последовательной обвязкой, характерная для неполнонапорных нагнетателей (степень сжатия 1,23-1,25);

– схема с параллельной коллекторной обвязкой, характерная для полнонапорных нагнетателей (степень сжатия до 1,45).

 

Технологическая обвязка компрессорного цеха предназначена для:

– приема на КЦ технологического газа из магистрального газопровода;

– очистки технологического газа от мехпримесей и капельной влаги в пылеуловителях и фильтр-сепараторах;

– распределения потоков для последующего сжатия и регулирования схемы загрузки ГПА;

– охлаждения газа после компримирования в АВО газа;

– вывода КЦ на станционное «кольцо» при пуске и остановке;

– подачи газа в магистральный газопровод;

– транзитного прохода газа по магистральному газопроводу, минуя КЦ;

– при необходимости сброса газа в атмосферу из всех технологических газопроводов компрессорного цеха через свечные краны.

На рис. 5.1 представлена технологическая схема КЦ с последовательно-параллельной обвязкой ЦБН ПГ, состоящего из 12 ГПА.

 

Рис. 5.1. Технологическая схема компрессорного цеха КЦ-1

 

По этой схеме, газ из магистрального газопровода через охранный кран № 19 поступает на узел подключения КЦ к магистральному газопроводу. Данный кран предназначен для автоматического отключения магистрального газопровода от КЦ в случае возникновения каких-либо аварийных ситуаций на узле подключения, в технологической обвязке компрессорного цеха или обвязке ГПА.

После крана № 19 газ поступает к входному крану № 7, также расположенному на узле подключения. Кран предназначен для автоматического отключения компрессорной станции от магистрального газопровода. Входной кран № 7 имеет обводной кран № 7р, который предназначен для выравнивания давления в магистральном газопроводе и технологических коммуникациях станции, а далее производится открытие крана № 7. Это делается во избежание газодинамического удара. Сразу за краном № 7 по ходу газа установлен свечной кран № 17, который служит для стравливания газа в атмосферу из технологических коммуникаций цеха при производстве на них профилактических работ. Аналогичную роль он выполняет и при возникновении аварийных ситуаций на КЦ.

После крана № 7 газ поступает к установке очистки, где размещены пылеуловители. В них он очищается от механических примесей и влаги. После очистки газ по трубопроводу поступает во входной коллектор компрессорного цеха и распределяется по входным трубопроводам ГПА через кран № 1 на вход центробежных нагнетателей.

Параллельно-последовательная схема позволяет осуществлять как параллельную работу одного, двух, трех ГПА, так и параллельную работу группы агрегатов, состоящих из двух последовательно работающих ГПА. Для этой цели используются так называемые «режимные» краны, при изменении положения которых можно осуществить любую необходимую схему работы ГПА.

Для получения необходимой степени сжатия в этих схемах газ после выхода из одного нагнетателя сразу же поступает на вход другого. Необходимый расход газа через КС достигается работой нескольких групп ГПА.

Краны в обвязке нагнетателя имеют следующую нумерацию и назначение:

- № 1 – устанавливается на всасывающем трубопроводе и служит для приема газа;

- № 2 – устанавливается на выходном трубопроводе, предназначен для выхода газа;

- № 3 – обводной, применяется только для неполнонапорных нагнетателей и предназначен для работы в группе из 2 и 3 агрегатов;

- № 3бис – обводной кран и перестанавливается только в период пуска и остановки ГПА. Время его работы должно быть минимальным, чтобы не допустить перегрева контура обвязки нагнетателя;

- № 4 – обводной для крана № 1, предназначен для заполнения контура нагнетателя перед пуском;

- № 5 – свечной, расположен на нагнетательном трубопроводе до крана № 2 и предназначен для продувки ЦБН перед пуском и сброса газа в атмосферу при любых остановках ГПА;

- № 41, -49 – режимные краны.

Перед заполнением ЦБН в обязательном порядке через краны № 4 и 5 проводят его продувку примерно 15 – 40 с. После этого закрывается свечной кран № 5, давление в контуре начнет расти. По достижении перепада на кране № 1, равного 0,08-0,1 МПа, открывают краны № 1 и 2.

При работе ГПА газ из всасывающего коллектора через кран № 1 поступает в нагнетатель, где происходит его сжатие, и через кран № 2 направляется либо в нагнетательный трубопровод, либо может направляться и на вход следующего агрегата для обеспечения двухступенчатого сжатия.

Выход газа после компримирования осуществляется по выходным шлейфам. На каждом выходном шлейфе установлен свой трубопровод, соединенный с входным трубопроводом перед пылеуловителями, позволяющий выводить на «Станционное кольцо» при открытии крана № 6 или 6А любую из работающих групп ГПА.

После установки охлаждения газ через выкидной шлейф по трубопроводу, через выходной кран № 8 поступает в магистральный газопровод.

Перед краном № 8 устанавливается обратный клапан, предназначенный для предотвращения обратного потока газа из газопровода. Этот поток газа, если он возникнет при открытии крана № 8, может привести к обратной раскрутке центробежного нагнетателя и ротора силовой турбины, что в конечном итоге приведет к серьезной аварии в КЦ.

Назначение крана № 8, который находится на узле подключения КЦ, аналогично крану № 7. При этом стравливание газа в атмосферу происходит через свечной кран № 18, который установлен по ходу газа перед краном № 8.

На узле подключения КЦ между входным и выходным трубопроводом имеется перемычка с установленным на ней краном № 20. Назначение этой перемычки – производить транзитную подачу газа, минуя КС в период ее отключения (закрыты краны № 7 и 8; открыты свечи № 17 и 18).

Для данной технологической схемы обязательным является условие: при остановке в группе одного ГПА требуется выводить на режим «кольцо» и второй агрегат.

Технологическая обвязка КЦ любого типа имеет узлы подключения, на которых установлены камеры приема и запуска очистного устройства магистрального газопровода. Эти камеры необходимы для запуска и приема очистного устройства, которое проходит по газопроводу и очищает его от механических примесей, влаги, конденсата. Очистное устройство представляет собой поршень со щетками или скребками, который движется до следующей КЦ в потоке газа, за счет разности давлений – до и после поршня.

На магистральном газопроводе на выходе из КЦ установлен охранный кран № 21, назначение которого такое же, как и охранного крана № 19.

РАСЧЕТ РЕЖИМА РАБОТЫ К Ц

6.1. Расчет располагаемой мощности ГПА

Расчет режима работы состоит в определении мощности N, потребляемой каждым нагнетателем, и мощности , развиваемой приводящим его двигателем. Возможность транспорта газа в заданном количестве существует при соблюдении неравенства .

Экономичность КЦ с центробежными нагнетателями определяется изменением политропического КПД нагнетателя, который снижается при отклонении режима работы ГПА от номинального.

6.1. Расчет располагаемой мощности ГТУ.

Располагаемая мощность ГТУ, приводящей центробежный нагнетатель, находится в зависимости от условий работы установки по формуле:

где  – номинальная мощность ГТУ, МВт;  – коэффициент, учитывающий техническое состояние ГТУ, ; К _t – коэффициент, учитывающий влияние температуры наружного воздуха, К _t = 2,8; К_об – коэффициент, учитывающий влияние противообледенительной системы, К_об= 1; К_у – коэффициент, учитывающий влияние системы утилизации тепла выхлопных газов, ; Р_Р – расчетное давление наружного воздуха МПа (принимаем Р_ст= 101,3кПа); Т_Р и Т_ст – расчетная и стандартная температура воздуха на входе ГТУ, Т_ст = 288 К;

где Т_а – средняя температура наружного воздуха (см. табл. П1.6);
– поправка на изменчивость климатических параметров и местный подогрев наружного воздуха на входе ГТУ, = 5 К.

По результатам расчета, с учетом частоты вращения ротора ЦБН ПГ, выбирается привод для ЦН природного газа – ГТН-6-750, номинальная мощность привода N = 6,3 МВт и коэффициент полезного действия η = 0,975.

6.2. Расчет режима работы нагнетателей

Расчет проводим с использованием приведенных характеристик центробежных нагнетателей (прил. 4). Для выбранного нагнетателя ГТН-6-750 (Н-6-76) приведена характеристика на рис. 6.1. На характеристике нагнетателя нанесем точку «О», соответствующую паспортным данным на номинальном режиме нагнетателя. Для этого расчитаем приведенные значения производительности нагнетателя для состава газа, которому соответствуют z _пр =0,90; R _пр =490 Дж/(кг×К); T _пр =288 К.

5.2. Плотность газа, соответствующего заданному месторождению, при условиях всасывания, :

.

6.3. Плотность газа при условиях всасывания приведенной харарктеристики выбранного центробежного нагнетателя, :

.

6.4. Расчитываем объемную производительность нагнетателя в  для заданных параметров Q _кЦБН = 20 млн м³/сут.; π_н=1,2;
Р_вхЦБН =3,792 МПа; Т_К =305,327 К.

где

 

6.5. Для того чтобы нанести рабочую точку на характеристику нагнетателя, необходимо привести объемный расход газа через нагнетатель к приведенному составу газа, для которого построена характеристика:

 

По расчитанной производительности и степени повышения давления на характеристике ЦБН ПГ наносим точку «Р» (рис. 6.1). Эта точка соответствует заданному режиму работы нагнетателя. С характеристики для точки «Р» снимаем значение .

6.6. По паспортным данным выбранного ЦНПГ по формулам, приведенным в пп. 6.4, 6.5, расчитывается приведенная объемная производительность и на характеристику ЦБН ПГ наносится точка «0» (см. рис. 6.1).

                

Рис. 6.1. Приведенная характеристика ГТН-6-750 (Н-6-56)

Tв = 288 К, R_пр = 490Дж / (кг∙К), z_пр = 0,90

6.7. Для паралельно-последовательной схемы повторяем расчет с п.6.3 – 6.5 для определения параметров газа на входе во второй нагнетатель, с учетом что

где n – показатель политропы, определен в п. 1.13.

 

6.8. Объемная подача на входе во второй последовательно соединенный нагнетатель Q _пр.2 определяется следующим образом:

где

 

,

 

6.9. Объемная приведенная производительность:

или

При определении Q _пр.2 следует иметь в виду, что объемная подача второго нагнетателя Q _пр.2 не должна быть меньше минимального значения Q _{пр. min}, чтобы обеспечить необходимый запас газодинамической устойчивости ЦБН ПГ. Для второго нагнетателя строится рабочая точка «Р₂».

По характеристике нагнетателя определяются показатели , соответствующие рабочим точкам «Р_1-2».

6.10. Рассчитываем физические обороты, необходимые для нагнетателя:

6.11. Допустимый интервал изменения числа оборотов ротора нагнетателя из условия экономичности работы нагнетателя:

,

где – номинальные частота вращения ротора нагнетателя, об/мин;  и – минимальное и максимальное значения производительности, соответствующее зоне приведенной характеристики нагнетателя с ≥0,8, определяется по объемной производительности нагнетателя, соответствующей точке «0»:

;

; .

Частота вращения ротора нагнетателя должна обеспечить заданный режим работы ГПА (степень сжатия и производительность нагнетателя). Для заданного диапазона режима работы нагнетателя с  должно находится в интервале изменения частоты вращения.

6.12. Проверка удаленности режима работы нагнетателя от границы помпажа гарантируется при соблюдении неравенства:

где [ Q _гр]_пр – значение из приведенной характеристики, соответствующее минимальному значению. Если это условие не выполняется, то необходимо подобрать другой нагнетатель.

6.13. Определяем политропический КПД нагнетателя η_пол и относительную приведенную внутреннюю мощность, потребляемую нагнетателем , по приведенной характеристике нагнетателя, которые соответствуют значению Q_{V пр}.

6.14. Расчет мощности, потребляемой нагнетателем:

Проверяем на соответствие условию:

 

где N – номинальная мощность ГТУ. Условие выполняется, следовательно привод подходит.

7. ПОДБОР ОБОРУДОВАНИЯ КЦ

Кроме технологической трубопроводной обвязки и газоперекачиваюших агрегатов, к основному оборудованию компрессорного цеха относятся пылеуловители и аппараты воздушного охлаждения газа.

7.1. Подбор пылеуловителей

Установка очистки гаа предназначена для очистки технологического газа, поступающего на КЦ, от твердых и жидких примесей и предотвращения загрязнения и эрозии оборудования и трубопроводов.

На большинстве компрессорных цехов очистка газа проводится в одну ступень. Двухступенчатая система очистки устанавливается на компрессорных станциях, близко расположенных к месторождению, и после подводных переходов (по необходимости). В качестве пылеуловителей на КЦ широко применяются аппараты циклонного и мультициклонного типа. По рабочему давлению на входе Р _нподбирается пылеуловитель.

Обозначение	Диаметр внутр. аппарата	Высота х длина х ширина H x L x B	Производительность по газу, номинальная м3/ч (м3/сут.)	Давление (избыточное) МПа (кгс/см2)
ГП 628.00.000-04	2000	7900х3200х4650	833300 (20 х 106)	5,4 (55)

 

7.1. По паспортным данным пылеуловителя определяются минимальная  и максимальная производительность  пылеуловителя (табл. П3.10). Так как плотность перекачиваемого газа отличается от стандартной, то необходимо скорректировать пределы производительности пылеуловителя:

где 0,97 – коэффициент изменения производительности пылеуловителей.

7.2. По уточненным значениям производительности определяем потребное число пылеуловителей: , округляем число пылеуловителей до ближайшего целого и уточняем значение минимального расхода через пылеуловитель: , при этом должно выполнятся условие – . Если оно не выполняется, то необходимо подобрать другой пылеуловитель.

7.3. Определим максимальную производительность пылеуловителя при отключении одного из аппаратов:

Необходимо выполнение условия , чтобы при отключении одного из аппаратов нагрузка на оставшиеся в работе не выходила за пределы их максимальной производительности .

 

 

7.2. Подбор аппаратов воздушного охлаждения АВО

Компримирование технологического газа в газоперекачивающих агрегатах сопровождается увеличением температуры. Для предотвращения нарушения устойчивости и прочности труб и покрывающей их изоляции, для уменьшения объема транспортирования газа и снижении коэффициента гидравлических потерь при охлаждении, а также на участках с многолетне-мерзлыми грунтами для предотвращения их растепления, проводится охлажление технологического газа после его компримирования в ЦБН.

По рекомендациям [7] оптимальная среднегодовая температура охлаждения газа  принимается на 10 – 15 °С выше расчетной среднегодовой температуры наружного воздуха .

7.4. Определяем среднегодовой температуры наружного воздуха

где  – средняя температура наружного воздуха в рассматриваемый период;  – поправка на изменчивость климатических данных, применяемая равной 2 °С.

7.5. Общее количество тепла, подлежащее отводу от газа на установке , Дж/с,

 

где t ₁ = t_н, температура газа на входе в АВО, равная температуре газа на выходе компрессорных машин, °С; t ₂ – оптимальная температура охлаждения газа, °С, принимается на 10 – 15 °С выше расчетной среднегодовой температуры наружного воздуха , Ср – теплоемкость природного газа, Дж/кгК.

К рассмотрению принимаем несколько различных типов АВО. По номинальной производительности аппаратов и известной производительности КС определяем потребное количество АВО n _АВО каждого типа и рассчитываем требуемые производительности одного аппарата каждого типа по теплоотводу  и по расходу газа G.

Для 2АВГ-750

7.6. Предварительное определение количества АВО:

,

где G – массовый расход природного газа, определен в п. 1.2.

Округляют n_АВО до ближайшего целого и уточняют расход через аппарат охлаждения газа:

7.7. Производительность одного аппарата по теплоотводу:

7.8. Плотность воздуха на входе в АВО, :

,

где Р_а – атмосферное давление (МПа); t _{1 в} – температура охлаждающего воздуха, °С.

7.9. Проверка принятого количества АВО по температуре охлаждающего воздуха t _2в, °С:

где  – общий объемный расход воздуха, подаваемого всеми вентиляторами одного АВО (), берется из табл. П3.7,
 = 1005,0  – теплоемкость воздуха при барометрическом давлении  и t _1в.

Необходимо выполнение условия .

Проверка принятого числа АВО по поверхности теплопередачи одного АВО.

, принятое число АВО достаточно.

7.10. Тепловой напор

7.11. Поправка на сложность схемы тока

 

 

где i – число ходов газа в аппарате (i= 1 ... 4 ); ε_{∆ t} – поправка, определяемая по прил. 3, рис. П3.1, в зависимости от параметров R и Р:

7.12. Температурный напор для любой сложной схемы течения теплоносителей.

7.13. Требуемая поверхность теплопередачи :

где  – коэффициент теплопередачи (см. табл. П3.7).

При расчете необходимо выполнение условия:

где  – фактическая поверхность теплопередачи (для данного типа АВО), увеличенная на 10 % с учетом возможного выхода из строя отдельных вентиляторов и загрязнения поверхностей теплообмена, м; – допустимое расхождение между F и  (может быть принято 5 % от ), м.

 – условие выполняется

7.14. Плотность газа на входе в АВО при давлении на входе из ЦН ПГ, кг/м³:

.

7.15. Площадь сечения одного хода труб АВО со стороны газа, м²:

где d – внутренний диаметр труб, м; m – общее число труб, шт.

7.16. Средняя скорость газа в трубах АВО, м/с:

Скорость течения газа в трубках изменяется от 3 до 10 м/с. Значение рассчитанной скорости газа в трубкках должно находится в этом диапазоне.

7.17. Расчет гидравлического сопротивления АВО по ходу газа Δ Р в МПа (движение газа – в зоне квадратичного закона сопротивления):

где – сумма коэффициентов местных сопротивлений; l – длина труб АВО, м (см. табл. П3.7); Δ – эквивалентная шероховатость внутренней поверхности труб (в расчетах Δ =2×10^-4 м), м. Необходимое выполнение условия: ΔР £ ΔР_ДОП (ΔР_ДОП = 0,015 – 0,02 МПа).

  условие выполняется

7.18. Определение энергетического коэффициента Е.

Энергетический коэффициент используется для сравнения эффективности работы теплообменной аппаратуры и представляет собой отложение количества переданного тепла к затратам энергии на преодоление гидравлических сопротивлений теплообменника:

где N – мощность, затрачиваемая на преодоление сопротивлений со стороны поверхности теплопередачи, Вт; H – полный напор, развиваемый вентиляторами АВО, Па; n – число АВО, шт.

 

 

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Козаченко Н.А., Никишин В.И., Поршаков БП. Энергетика трубопроводного транспорта газов: Учебное пособие. – М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2001. – 400 с.

2. Надежность систем энергетики и их оборудования: Справочник: Т.З. Надежность систем газо- и нефтеснабжения / Под ред. М.Г. Сухарева. – Кн. 1, 2. – М.: Недра, 1994.

3. Перевощиков С.И. Проектирование и эксплуатация компрессорных станций. – Тюмень:, ТюмГНГУ, 2004.

4. Ревзин Б.С., Ларионов И.Д. Газотурбинные установки с нагнетателями для транспортировки газа: Справочное пособие. – М.: Недра, 1997. – 303 с.

5. Деточенко А.В., Волков М.М., Михеев А.Л. Спутник газовика. –М.: Недра, 1978.

6. СНиП 2.05.06-85. Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования. – М.: Госстрой, 1985.

7. СНиП 2.02.01-83* Основания зданий и сооружений. – М.: Госстрой, 1983.

8. Суринович В.К., Борщенко Л.И. Машинист технологических компрессоров. – М.: Недра, 1986.

9. СТО ГАЗПРОМ 2-2.1-249-2008. Магистральные газопроводы. – М.: Газпром, 2008.

10. СТО ГАЗПРОМ 2-3.5-051-2006. Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов. – М.: Газпром, 2006.

11. СТО ГАЗПРОМ 2-3.5-454-2010. Правила эксплуатации магистральных газопроводов. – М.: Газпром, 2010.

12.  ВСН 39-1.9-003-98. Конструкции и способы балластировки и закрепления подземных газопроводов.

13. СНиП 23-01-99. Система нормативных документов в строительстве.

14. ГОСТ 30319.1-96. Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение физических свойств природного газа, его компонентов и продуктов его переработки. – М.: Изд-во станд-тов, 1997.

15. Министерство регионального развития Российской Федерации, свод правил (проект) СП Х.ХХХХХ.2011. Свод правил промысловые трубопроводы. Нормы проектирования. – М., 2011.

 

ПРИЛОЖЕНИЯ

Приложение 1

Таблица П1.1

Варианты для расчета магистрального газопровода

 

№ вар-та	Месторождение природного газа	ТК , К	Производительность МГ , млн м3/сут.	РН , МПа
1		288	55	5,4
2		293	60	5,4
3		289	98	7,45
4		292	55	5,4
5		290	60	5,4
6		288	90	7,45
7		293	95	7,45
8		289	100	7,45
9		292	105	7,45