технологический расчет. 1 Определение исходных расчетных данных

• Название: 1 Определение исходных расчетных данных
• Дата: 27.09.2022
• Размер: 0.68 Mb.
• Имя файла: технологический расчет.doc
• Тип: Реферат; #698941
• страница: 3 из 3

Узел очистки газа на КС


В транспортируемом по магистральным газопроводам природ­ном газе содержатся различного рода примеси: песок, сварной шлам, конденсат тяжелых углеводородов, вода, масло и т. д. Меха­нические примеси попадают в газопровод как в процессе его стро­ительства, так и при эксплуатации,

Наличие механических примесей и конденсата в газе приво­дит к преждевременному износу трубопровода, запорной армату­ры, рабочих колес нагнетателей и, как следствие, к снижению по­казателей надежности и экономичности работы компрессорных станций и в целом газопровода.

Для предотвращения загрязнения и эрозии оборудования и трубопроводов на входе газа на компрессорную станцию предусматривают установки очистки газа от твердых и жидких при­месей.

Количество твердых и жидких примесей после установки очи­стки не должно превышать допустимое по техническим условиям на газоперекачивающие агрегаты.

Очистка газа предусматривается, как правило, в одну ступень — в пылеуловителях. В соответствии с ОНТП-51-1-85 вторую ступень очистки газа — в фильтрах-сепараторах, как правило, следует пре­дусматривать на отдельных компрессорных станциях в среднем через три - пять КС с преимущественным применением фильт­ров-сепараторов после участков с повышенной вероятностью ава­рий линейной части и (или) сложными условиями ее восстановле­ния, а также после подводных переходов длиной более 500 м.

Аппараты и трубопроводы установки очистки газа должны иметь обогрев для предотвращения замерзания жидкости.

Количество аппаратов очистки газа следует определять по ха­рактеристикам заводов-изготовителей таким образом, чтобы при отключении одного из аппаратов нагрузка на оставшиеся в работе не выходила за пределы их максимальной производительности, а при работе всех аппаратов — не выходила за пределы минималь­ной производительности.

Для равномерного распределения потоков между отдельными аппаратами предусматривают кольцевание трубопроводов на вхо­де и выходе каждой ступени очистки. На каждой ступени очистки следует предусматривать замеры потерь давления.

Для отключения аппаратов установки очистки газа от общего коллектора предусматривают краны с ручным приводом, как пра­вило, с червячным редуктором.

Система сбора жидкостей и механических примесей установ­ки очистки может быть выполнена отдельной или объединенной с системой сбора на установке приема и запуска очистных уст­ройств.

Автоматизацию установки очистки предусматривают в объе­ме, обеспечивающем его эксплуатацию без постоянного присут­ствия обслуживающего персонала.

Суммарная остаточная запыленность газа на выходе из уста­новки не должна быть более 1 мг/м³, из них с частицами более 20 мкм — не более 0,15 мг/м³; наличие капельной влаги в газовом потоке на выходе из установки не допускается.

Циклонный пылеуловитель представляет собой аппарат вер­тикальной цилиндрической формы со встроенными циклонами и состоит из трех технологических секций: распределения посту­пившего газа, очистки газа и сбора жидкости и механических при­месей. Неочищенный газ поступает через боковой входной пат­рубок, к которому приварены пять циклонов, расположенных звездообразно по кругу. За счет центробежной силы происходит отбрасывание и осаждение влаги и механических примесей, кото­рые удаляются из аппарата автоматически через дренажный штуцер. Закручивание потока осуществляется в циклонах по типу “улитка”. Эффективность очистки газа циклонами колеблется в пределах 85-98%.

Существенное влияние на качество очистки природных газов оказывает их влагосодержание. Поэтому эффективность работы циклонных пылеуловителей в условиях повышенного содержания влаги и конденсата ухудшается из-за осаждения липкой массы (пыль и конденсат) в проходных сечениях аппаратов.

Разновидность циклонных пылеуловителей — мультициклонные пылеуловители, в которых за счет уменьшения диаметра цик­лона повышается качество очистки газа. Закручивание потока газа в них происходит с помощью специальных направляющих лопа­ток, закрепленных под углом 25 — 30°.

1. 
   Технологический расчет циклонного пылеуловителя
   

1. 
   Плотность газа при рабочих условиях
   

,

где Р_н, Р_вх — соответственно атмосферное и рабочее (входное) давление, МПа, Р_н = 0,1013Мпа, Р_вх = Р_к = 5,171МПа;

Т_н, Т_вх— соответственно нормальная температура и ра­бочая, К, Т_н = 273К, Т_вх = Т_к= 289,55К;

z— коэффициент сжимаемости, z= 0,898;

ρ_н — плотность газа в нор­мальных условиях, кг/м³

=



4.1.2 Перепад давления в сепараторе согласно рекомендациям принимают равным 0,28 • 10⁵ Па.

4.1.3 Условная скорость газа в корпусе циклонного элемента


где λ— коэффициент гидравлического сопротивления циклонно­го элемента, равный 45.

4.1.4 Объем газа, проходящего через один циклонный элемент



где d— диаметр корпуса циклонного элемента, равный 0,052 м.

4.1.5 Общий расход газа через один пылеуловитель



где п — число циклонных элементов, п = 187.

4.1.6 Секундный расход газа



где q— суточная производительность газопровода, м³/сут;

Р_ст — давление при стандартных условиях, равное 0,1013 МПа;

Т_ст — температура при стандартных условиях, равная 293 К.

4.1.7 Расчетное число циклонных пылеуловителей



Округляя, получим n₀ = 3. С учетом резерва устанавливаем число пылеуловителей n_уст = 4.

Вывод
В ходе выполненной работы по технологическому расчету газопровода мы получили следующие результаты:

1. 
   Рабочее давление в газопроводе p=7,35 МПа. Для строительства газопровода приняли трубы D_н=1420 мм, толщину стенки трубы δ=15,7 мм Челябинского трубного завода, изготовленные по ТУ 14-3-1938-2000 из стали 10Г2ФБ.
   
2. 
   Расчетное число КС п=22, расстояние между КС l=124,32 км. Суточная производительность газопровода Q_сут=90,26 млн.м³/сут.
   
3. 
   На компрессорных станциях газопровода устанавливаем газотурбинные агрегаты ГТН-25, оборудованных центробежным нагнетателями 650-22-2.
   
4. 
   При разработке спец. раздела произвели технологический расчет циклонного пылеуловителя. По результатам которого определили требуемое число пылеуловителей, n₀ = 4.
   

Список используемой литературы

1. 
   Ульшина К.Ф. Технологический расчет магистрального газопровода и расчет режимов работы компрессорной станции: Методические указания по выполнению курсового проекта по дисциплине «Эксплуатация и ремонт насосных и компрессорных станций» для студентов специальности 130501.65 «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ», очной и заочной форм обучения. – Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2009. – 68с.
   
2. 
   Мустафин Ф.М. и др. Машины и оборудование газонефтепроводов: Учеб. пособие для вузов/Ф.М. Мустафин, Н.И. Коновалов, Р.Ф. Гильметдинов, О.П. Квятковский, И.Ш. Гамбург. – 2-е изд., перераб. и доп.— Уфа: Монография, 2002.— 384 с.
   
3. 
   Мустафин Ф.М. и др. Промысловые трубопроводы и оборудование: Учеб. пособие для вузов/ Ф.М. Мустафин, Л.И. Быков, А.Г. Гумеров, Г.Т. Васильев, А.Д. Прохоров, О.П. Квятковский, И.Ш. Гамбург. – М.: Недра, 2004. – 662 с.
   
4. 
   Быков Л.И. и др. Типовые расчеты при сооружении и ремонте газонефтепроводов: Учеб. пособие/Л.И.Быков, Ф.М. Мустафин, С.К. Рафиков, А.М. Нечваль, А.Е. Лаврентьев. – Санкт-Петербург: Недра, 2006. – 824 с.
   
5. 
   Козаченко А.Н., Никишин В.И., Поршаков Б.П. Энергетика трубопроводного транспорта газов: Учебное пособие. – М.: ГУП «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. Губкина, 2001.— 400с.
   
6. 
   СНиП 2.01.07-85*. Нагрузки и воздействия / Госстрой России. – М: ГУП ЦПП, 2003. – 44с.
   
7. 
   СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы // Госстрой России. – М.: ГУП ЦПП, 2001. – 60с.
   
8. 
   СНиП 2.04.12-86. Расчет на прочность стальных трубопроводов //
   Госстрой России. – М.: ГУП ЦПП, 2001. – 12с.
   
9. 
   СНиП 2.01.01-82*. Строительная климатология и геофизика // Госстрой России. М.: ГУП ЦПП, 1984. – 184с.