Проектирование магистрального газопровода Заполярное месторождение-Уренгойская система газопроводов

Тип работы:
Дипломная
Предмет:
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ


Узнать стоимость новой

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Глава 1. Описание газопровода

1.1 Общие данные

Проектируемый газопровод соединяет Заполярное месторождение с Уренгойской системой газопроводов. На всей протяженности газопровод запроектирован в одну нитку.

Принято:

Количество газа, млрд. м3/год — 30

Давление газа в начале газопровода, МПа — 7,35. Температура газа в начале газопровода, °С — 284 (средняя) Давление в конце газопровода, МПа — 5. 8

Протяженность газопровода, км — 205

В соответствии с расчетами строительство трубопровода предусмотрено из труб:

1420×18.7 ТУ 75 (импорт) вр= 59 200 МПа

т = 46 370 Мпа

1.2 Инженерно-геологические и мерзлотные условия

Трасса газопровода Заполярное месторождение — Уренгойская система газопроводов протянулась с севера на юг более чем на 200 км. При столь большой меридиальной протяженности существенное значение приобретает широкая климатическая и в особенности, геоботаническая зональность, которые, в свою очередь, являются определяющими факторами для проявления геокриологической зональности. Пространственное распространение и мощность (в меньшей степени) многолетних мерзлых грунтов (ММП) в целом подчиняются зональным закономерностям.

Северная часть трассы, относящаяся к подзоне лесотундры, характеризуется преимущественно сплошным распространением ММП. Центральная часть трассы, входящая в зону северной тайги, отличается развитием ММП в пределах верхней тридцатиметровой толщи. Граница между областью сплошного и прерывистого развития ММП совпадает с геоботанической границей лесотундры и тайги. Она проходит севернее реки Нгарка — Хадыта-Яха по долине безымянного левого притока Юрей-Яха.

Область преимущественно сплошного распространения ММП — территория северной части трассы. Имеющиеся сведения о распространении и мощности ММП получены по результатам бурения разведочных скважин (1 этап поисково-разведочных работ в 1996—1997 гг.), инженерно-геокриологических исследований ПНИИСА в 1992 -1993 гг.

Область прерывистого распространения ММП — территория центральной части трассы. Эта область характеризуется высокой динамичностью толщ ММП, пестротой геокриологических условий. Преобладающими ландшафтными комплексами являются здесь березово-лиственные редколесья и леса, а так же массивы торфяников и торфяно-минеральных поверхностей. В пределах доминирующих залесенных участков преимущественно развитие имеют талые породы (в верхней 10−15-метровой части разреза).

Область островного распространения ММП — территория южной части трассы. Доминирующим ландшафтным комплексом являются смешенные леса и редколесья, характеризующиеся, как правило, отсутствием ММП с поверхности. Острова ММП приурочены в основном к небольшим массивам торфяников, расположенных в долинах ручьев и днищах ложбин, редко на водоразделах. Отдельные острова маломощных ММП зафиксированы также на залесенных водоразделах и склонах IV морской террасы. На залесенных гривистых участках речных пойм происходит новообразование ММП мощностью до 8 м. В целом острова ММП занимают в пределах данной области не более 10−17% площади.

Сведения о распространении и мощности ММП получены по результатам бурения скважин и инженерно — геологических исследований ЕСЕЕНГЕО, инженерно — геокриологических исследований ПНИИСА (см. отчет «Инженерно — геокриологические исследования на территории заполярного ГНКМ» 1993).

Под большинством термокарстовых озер формируются несквозные талики с глубиной от 10 — 15 до 30 м и более. Несквозные талики мощностью до нескольких десятков метров образуются также под руслами больших и средних рек.

Наиболее типичными температурами пород на залесенных участках трассы являются температуры 0… -1 град. С на безлесенных торфяно-минеральных участках диапазон изменения среднегодовой температуры составляет О… -2 град. С.

Диапазон изменения мощности сезонно — протаивающего слоя (СТС) составляет от 0.3…0.6 м по .0…3.0 м и более. Минимальные значения мощности СТС (0.3…0.6 м) характерны для торфяников, максимальные (2…3 м и более) зафиксированы в редколесьях на хорошо дренированных участках, сложенных преимущественно маловлажными песчаными отложениями.

Пески, как правило, имеют массивную криогенную текстуру. Глинистые грунты — разнообразную — массивную, слоистую, сетчатую. В целом льдистость уменьшается вниз по разрезу от 0,4 — 0,5 до 0,1 м. Величины суммарная влажности (Wtot) составляют для супесей 0.2… 34 (Wtot=0. 6), для суглинков 0. 18…0. 87 (Wtot=0,36), для глин 0.5…0. 79 (Wtot=0,40), для песков 0.7…0. 34 (Wtotср. =0. 23). Глинистые грунты имеют мягкопластичную консистенцию.

Обилие осадков приводит к развитию озер и обширных заболоченных пространств. Общая заозеренность месторождения 2 — 5% и более. Общая заболоченность поверхности изменяется от 10 до 30%. Наибольшей заболоченностью отличаются центральные части мест водоразделов.

Климат месторождения отличается суровой холодной зимой и непродолжительным дождливым летом со слабыми ветрами. Температура воздуха следующая, С:

средний минимум в январе -31

абсолютный минимум -60

средняя максимальная температура июля +18

абсолютный максимум +32

расчетная температура самой холодной

пятидневки — 45

осенняя температура воздуха наиболее холодного периода -34

Основной водной преградой, пересекаемой трассами газопроводов является р. Большая Ходырь-Яха, ширина зеркала воды в межень — 10 м, заливаемая пойма — 6 км, глубина — 2 м. Река Б. Хадырь-Яха является притоком р. Пур.

Все малые и средние реки сильно меандрирующие, как правило, глубинно врезаны, с обрывистыми берегами. Реки полностью промерзают. Очищение ото льда происходит 4−10 июня. Ледоход длится 2 — 3 дня, сопровождается подъемом воды на 3 — 5 м от меженного уровня. Ширина колеблется от 5 до 10 м, глубина в межень невелика — 0,5 — 0.6 м.

1.3 Технологическое обоснование трассы

Основной задачей при выборе трассы трубопровода является минимизация техногенных воздействий на окружающую природную среду. Решение поставленной задачи базировалось на следующих положениях: — прокладка трасс трубопроводов в экологически устойчивых коридорах, обход участков, сложенных льдогрунтами и высокольдистыми грунтами болот и заболоченных участков.

По степени сложности и условиям строительного освоения участки характеризуются следующим образом:

— наименее сложными являются залесенные поверхности террас и пойм, выложенные преимущественно талыми грунтами (ММП занимают не более 10% от площади и характеризуются, как правило, невысокой льдистостью)

— относительно сложными являются залесенные поверхности террас и пойм с прерывистым или сложным распространением ММП (часто с заглубленной кровлей мерзлых пород), преимущественно сильно льдистых и льдистых: склоны террас, сложенных преимущественно талыми грунтами и занимают не менее 10% от площади); наиболее сложными являются торфяники, торфяно-минеральные поверхности, болота-хасыреи, долины малых водотоков с прерывистым распространением ММП, характеризующихся высокой льдистостью: залесенные склоны террас, сложенные на поверхности сильно льдистыми отложениями.

Переходы трубопроводов через реки и ручьи выбраны на прямолинейных участках, где эрозия берегов минимальная. Пересечение болот и заболоченных участков предусмотрено в наиболее узких местах.

1.4 Монтажные узлы, испытание трубопровода

Проектом предусматривается установка отключающей арматуры: линейных кранов, располагаемых с интервалом не более 30 км; на переходах через р. Пур в местах подключения резервной нитки; в узлах запуска и приема очистных устройств, на входе и выходе Пуртазовской К С; при врезке газопровода Заполярное Уренгой.

Запроектированная арматура предусматривает отключение участков газопровода в случае аварии на смежных участках или переходах через преграды. Арматура, устанавливается на газопроводах независимо от температуры транспортируемой среды, в северном (хладостойком) исполнении по 1-классу герметичности затвора, по ГОСТ 9544–75. По трассе газопроводов устанавливается следующая арматура:

— кран шаровой с гидроприводом Ру = 8.0 МПа,

— кран шаровой с ручным приводом Ру=8.0 МПа,

— клапан обратный Ру=8.0 МПа.

На всех площадках крановых узлов предусмотрены помещения для укрытия кранов от заносов снегом, облегчения ремонтных работ и профилактических работ. Ко всем площадкам узлов предусмотрены подъездные автодороги и подвод электроэнергии для освещения площадок и местных щитов управления. Детали трубопроводов должны поставляться в исполнении ХЛ согласно действующим нормативам Испытание трубопроводов на прочность производится гидравлическим способом при давлении Рисп=1. 25 — 1. 50 рабочего.

Пневматическое испытание (газом) трубопроводов, на герметичность производится при испытательном давлении.

Испытание производится в соответствии со СНиП III-42−80, «Правила производства и приемники работ», ВСН 011−58 «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Очистка полости и испытание».

Порядок проведения работ по испытанию на прочностью проверке на герметичность трубопроводов в соответствии со СНиП III-4−80. ВСН 008−88 устанавливается инструкцией, предусматривающей последовательность и способы выполнения работ, методы и средства обнаружения утечек, а также мероприятия по противопожарной и технической безопасности.

1.5 Геоэкологическое описание трассы

Трубопроводы располагаются на площадях возвышенных суходолов, которые с инженерно-геологической точки зрения являются наиболее благоприятными для использования в качестве оснований объектов при строительном освоении.

Преимущественно талые и слабольдистые грунты, хорошая дренированность определяют минимальные масштабы реакции геоэкологической среды на воздействие и обратное влияние на устойчивость объектов.

Согласно инженерно-геологическим изысканиям 60 -65% протяженности трасс газопроводов представлены талыми и мало льдистыми грунтами, 25−30% - заболоченными участками с льдистыми и сильно — льдистыми грунтами.

1.6 Обоснование технической надежности трубопровода

Выбор трубопровода производился в строгой увязке с конкретными условиями трассы, технологией транспорта продукта с учетом прогноза силового взаимодействия трубопроводов с окружающей средой. При проектировании предусмотрен комплекс мероприятий, обеспечивающих защиту территории от развития опасных инженерно-геологических процессов.

Требования, которыми руководствовались при разработке конструктивных решений трубопроводов, следующие:

расположение трубопроводов таким образом, чтобы основная часть протяженности приходилась на относительно устойчивые участки;

для повышения надежности работы линейные трубопровода отнесены в соответствии со СНиПом к категории не ниже II,

предусмотрен 100% контроль стыков гамма — лучами,

предусмотрены трубопроводы из хладостойкой стали с гарантией ударной кости при температуре минус 60 С,

предусматривается отключающая арматура в инженерном исполнении, обеспечивающая возможность работы при температуре минус 60 С,

для снижения влияния транспорта продукта при подземной прокладке трубопроводов на участках с мерзлыми грунтами предусматривается изменение теплоизоляции, компенсирующей тепловое воздействие трубопроводов на мерзлотно-грунтовой массив;

ведение строительно-монтажных работ на трассах трубопроводов в районе вечномерзлых грунтов только в зимнее время, строительство трубопроводов предусматривается при промерзании оттаявшего летом слоя на глубину, исключающую разрушение мхово — растительного покрова строительной техникой, устройство технологического проезда на участках, сложенных неустойчивыми грунтами;

рекультивация нарушенных участков, агротехнические мероприятия восстановления растительного покрова;

создание специальных служб для борьбы с браконьерством и контроля над соблюдением проектных решений по охране окружающей среды.

1.7 Выбор и обоснование способа прокладки трубопровода

В районах распространения многолетне мерзлых грунтов применимы все способы укладки трубопроводов — надземная, наземная и подземная.

При наземной укладке полностью исключается тепловое воздействие трубопровода на многолетне мерзлые грунты (М.М.Г.); вследствие повышенных температур интенсивно снижается температура транспортируемого продукта; наличие компенсаторов снижает продольные температурные изменения, что позволяет не охлаждать газ сразу после компрессорной станции.

При наземной прокладке тепловое воздействие на вечномерзлые грунты незначительное; тепловые потери по сравнению с наземной прокладкой меньше (особенно при прокладке в насыпях); схема производства работ более простая (по сравнению с наземной). Объем металловложений и строительно-монтажных работ меньше.

При подземной прокладке объем строительно-монтажных работ минимальный технология и организация строительно-монтажных работ по сравнению с другими типами прокладки более простая и отработанная; контакт с мерзлыми грунтами непосредственный и тепловое воздействие на вечномерзлые грунты наибольшее.

1.7.1 Надземный способ прокладки

На участках III и IV категории по просадочности надежная работа трубопровода и сохранение многолетне мерзлых грунтов обеспечивается при сооружении газопроводов на опорах.

До настоящего времени Россия имеет небольшой опыт строительства надземных трубопроводов (в основном, опыт строительства трубопроводов небольшого диаметра). Для обеспечения самокомпенсаций продольных деформаций газопровод уложен в форме «змейки» и прямолинейно со слабоизогнутыми компенсационными участками.

Конструктивные особенности надземных трубопроводов большого диаметра гораздо сложнее аналогичных решений газопровода диаметром 500 — 700 мм. Это вызвано и большими нагрузками на опоры газопровода, и большой жесткостью труб. Трубопроводы большого диаметра могут создавать разрушающие горизонтальные нагрузки на опоры газопровода. Необходимость очистки полости трубы вынуждает отказаться от обычной системы самокомпенсации с применением П-образных компенсаторов. Большая жесткость труб диаметром 1420 мм препятствует прокладке газопроводов параллельно рельефу местности. Эти обстоятельства сдерживают применение надземной прокладки газопроводов большого диаметра.

Одним из самых важных элементов проектирования надземной прокладки трубопроводов является правильный выбор системы самокомпенсации в конкретных условиях трассы. Помимо П-образных компенсаторов и компенсаторов в виде «змейки», возможна также прокладка с изломами в плане, образованными в виде гнутых отводов, и прокладка упругоизогнутого в плане, в виде «змейки».

Достоинством прямолинейной прокладке со слабоизогнутыми компенсационными участками является наилучшая вписываемость в рельеф местности, что позволяет применять легкие и экономичные конструкции опор, облегчает монтаж, эксплуатацию и ремонт газопровода. Удлинение газопровода по сравнению с воздушной прямой является наименьшим по сравнению с другими способами прокладки. Недостатком данной системы является трудоемкость стыковки компенсационных участков с прямолинейными.

При прямолинейной прокладке с П-компенсаторами из-за малых смещений поперек оси газопровода при компенсации продольных деформаций продольно и свободноподвижные опоры имеют одну и туже конструкцию, отличаясь лишь опорными частями, однако при этой системе газопровод имеет наибольшее из всех систем удлинение газопровода по сравнению с воздушной прямой и соответственно максимальный расход труб. Очистка полости трубы в период эксплуатации невозможна.

Прокладка с изломами в плане, обрадованными с помощью сварных отводов требует большой ширины лесной вырубки. Казанный способ прокладки рекомендован на спокойном слабопересеченном рельефе. Из-за поперечных смещений на всех опорах, кроме неподвижных, при компенсации продольных деформации увеличивается расход материала на опоры.

Для обеспечения надежности опор трубопровода на участках трассы с высокотемпературными пластичными грунтами в проекте должны предусматриваться меры по консервации мерзлоты и дополнительному охлаждению мерзлого основания с целью повышения его прочности.

1.7.2 Подземный и наземный способы прокладки трубопровода

При подземной прокладке в грунты II и III категории по просадочности, на трубе монтируется теплоизоляционный цилиндрический экран из пенополистирола или другого эффективного термоизоляционного материала.

Необходимость устройства теплоизоляционного экрана и его параметры определяются теплотехническим расчетом.

Основные параметры газопроводов в насыпи (высота слоя засыпки трубопровода, ширина насыпи, толщина стенки трубы, допустимые радиусы изгиба трубопровода, допустимый температурный перепад) определяется по «Инструкции по проектированию трубопроводов с компенсацией продольных деформаций».

По данным программы «FREEZE», предоставленной «ВНИПИгазодобыча» и учитывающей следующие параметры: мерзлотно-грунтовые условия строительных площадок и участков трассы; влияние освоения территории на мерзлотно-грунтовые условия путем нарушения растительного покрова; перераспределения снежных отложений, создания новых очагов разгрузки грунтовых вод. Кроме этого программа учитывает геокриологические данные: характер залегания и распространения многолетне мерзлых грунтов; состав, сложение и строение грунтов; температурный режимом грунтов; толщину сезоннооттаивающих и сезоннопромерзающих слоев грунта; физико-механические свойства грунта; мерзлотные процессы (пучение, наледи, термокарст, трещинообразование); грунтовые воды.

Помимо этого, при выборе трассы учитывался оптимальный температурный режим перекачки и свойства перекачиваемого газа, а также сложность конструктивных решений, нагрузки, возникающие в трубе, сооружение оптимальных компенсаторов, металлоемкость и трудоемкость процессов.

По результатам расчетов произведенных программой «FREEZE», а также ссылаясь на небольшой опыт строительства надземных трубопроводов большого диаметра российскими фирмами, мы принимаем подземный и полуподземный в насыпи способы прокладки трубопроводов и предусматриваем следующую прокладку газопровода:

1. на участках, сложенных ММП с льдистостью Ji<0.2 и талыми не пучнистыми грунтами, предусмотрена полуподземная и подземная прокладка с применением ГСМ;

2. на участках, сложенных ММП с льдистостью 0. 2<Ji<0.4 предусмотрена, полуподземная прокладка трубопроводов с пенополистирольным экраном или подземная с пенополистирольным экраном и балластировка грузами;

3. на участках, сложенных ММП с льдистостью Ji>0.4 предусмотрена, наземная прокладка с пенополистирольным экраном и обваловыванием из привозного грунта

4. на затопляемых участках, сложенных талыми непучнистыми грунтами ММП с льдистостью Ji<0. Предусмотрена, подземная прокладка с балластировкой грузами УБО.

В данной главе описаны основные параметры газопровода, изучены основные инженерно геологические и мерзлотные условия почв, по которым проходит газопровод, дано геоэкологическое описание трассы, проведено технологическое обоснование трассы и способов прокладки. На основании СНиПов, ВСН, инструкций даны предложения по установке монтажных узлов. Все обоснования основаны на утвержденных нормативных документах, и ранее проведенными исследованиями

После описания проектируемого газопровода приступаем к технологическому расчету, который будет описан в следующей главе диплома.

Глава 2. Технологический расчет газопровода

2.1 Предварительные данные

Таблица 2.1 Среднее значение компонентов, входящих в состав газа (объемные проценты)

Метан (СН4)

— 98. 33

Углекислый газ (СО3)

— 0. 33

Этан (С2Н6)

— 0. 11

Азот (N2)

-1. 18

Пропан (С3Н8)

— 0. 02

Водород (Н2)

— 0. 006

Бутан (С4Н10)

— 0. 005

=99. 981

1. Годовая производительность газопровода Заполярное — Уренгой равняется 30 млрд. м3/год.

2. Протяженность газопровода L = 205 км.

3. Плотность газовой смеси определяется по правилу смешения (аддитивности):

см = (11 + 22 + … + nn) 0,01

Где 1, 2, … n — объемные концентрации компонентов смеси в %,

1, 2, … n — плотность компонентов смеси при 20 °C и 760 мм. рт. ст.

см = (0. 6687×98. 33 +1. 264×0. 11 +1. 872×0. 02 +2. 519×0. 005 + 1. 8423×0. 33 + 1. 1651×1. 18 +0. 0837×0. 006)0. 01=0. 675 кг/м3

4. Молекулярная масса газа:

см = 11 + 22 + … + nn

Где 1 , 2, … n — молекулярная масса компонентов смеси

см = (16. 043×98. 33 +30. 07×0. 11 +44. 097×0. 02 +58. 124×0. 005 + 44. 011×0. 33 +28. 016×1. 18 +2. 016×0. 006)0. 01=16. 296 кг/К моль

5. Для расчета относительной плотности по воздуху используем формулу:

= см / в

в — молекулярная масса воздуха 28. 97 кг/К моль

6. Критическое давление газа:

Ркр = i Ркрi

Ркрi — абсолютное критическое давление компонентов смеси;

Ркр = (98. 33×4. 74 +0. 11×5. 04 +0. 02×4. 49 +0. 005×3.6 +0. 33×7. 54 + 0. 18×3. 39 +0. 006×1. 13)0. 01=4. 698 МПа

7. Критическая температура газа:

Tкр = i Tкрi

где: Tкрi — абсолютная критическая температура компонентов смеси

Ткр = (98. 33×190. 65 +0. 11×305,25 +0. 02×368. 75 +0. 005×425. 95 + 0. 33×304. 25 +0. 18×126. 05 +0. 006×33. 25)0. 01=189. 129 °С

8. Газовая постоянная смеси:

где: R — универсальная газовая постоянная 8314,3 Н м/К моль °С

Дж/кгК = 51. 03 Н см/ кгК

9. Расчетный расход:

Расчетная суточная пропускная способность газопровода (млрд м3 /сут при 20 °C и 760 мм рт ст)

где: q3 — заданная производительность газопровода, млрд м3 /год при 20 °C и 760 мм рт ст

Ки — оценочный коэффициент использования пропускной способности:

Ки = Кр Кэт Кнд

где Кр — коэффициент расчетной обеспеченности газоснабжения потребителей, отражающий необходимость увеличения пропускной способности газопровода для обеспечения потребителей в периоды повышения спроса на газ,

Кр -0. 95.

Кэт — коэффициент экстремальных температур, учитывающий необходимость компенсации снижения пропускной способности газопровода, связанных с влиянием экстремально высоких температур наружного воздуха (превышающих среднемесячные многолетние значения) на располагаемую мощность ГПА и глубину охлаждения транспортируемого газа АВО,

Кэт -0. 98

Кнд — оценочный коэффициент надежности газопровода, учитывающий необходимость компенсации снижения пропускной способности газопровода при отказах линейных участков и оборудования КС,

Кнд — 0. 99

Исходя из суточной производительности (пропускной способности) газопровода, КПД, ресурсу работы и другим показателям, наиболее рентабельными признано использование газоперекачивающего агрегата типа ГПА-Ц-25 соответствующие современному уровню.

Таблица 2.2 Техническая характеристика ГПА-Ц-25 с газотурбинным приводом от двигателя НК-36СТ.

Номинальная производительность при 20 °C и 760 мм рт ст.

— 45. 39 млн. м3/сут.

Давление на всасывание

— 4. 97 МПа (50.7 кгс/см2)

Давление на нагнетание

-7. 45 МПа (76 кгс/ см2)

Степень сжатия

-1. 35 (1. 25, 1. 45, 1. 7)

Температура газа

-на всасывание

— 15 С (288 К)

-на нагнетание

— 50 С (323 К)

Привод от двигателя

-НК-36СТ

Номинальная мощность

— 25 МВт

Для обеспечения производительности 89.2 млн. мз/сут, необходимо взять 3 нагнетателя (2 рабочих + 1 резервный) с производительностью 45. 39 млн мз/сут, соединенных параллельно.

2.2 Выбор диаметра газопровода и расчет труб на прочность

Выбор диаметра газопровода осуществляется в соответствии с заданной производительностью. Полагаясь на номограмму «Определение эффективности работы газопровода. (Рн 7.5 МПа)» рис. 25 Справочник работника газовой промышленности. Москва. «Недра» 1989, мы принимаем к рассмотрению следующие варианты:

Dн =1220 мм, Р раб =7.4 МПа.

Dн =1420 мм, Р раб =7.4 МПа.

При выборе газопровода диаметром 1420 мм, эффективность работы близка к 100% и составляет 98%, если же мы выбираем газопровод 1220 мм, то эффективность превышает 100%, чего быть не может. Среди возможных вариантов остается строительство газопровода из труб меньшего диаметра в несколько ниток, но этот вариант крайне не выгоден в технике — экономическом отношении. Мы делаем вывод, что наиболее целесообразно и экономически приемлемо строительство газопровода в одну нитку, диаметром 1420 мм.

2.2.1 Определение толщины стенки газопровода (СНиП 2. 05. 06−85)

Толщину стенки газопровода (номинальную) определяем по формуле (12) СНиП 2. 05. 06−85.

где 2(R1+nР),

Дн=142 см — наружный диаметр трубопровода,

Р =75 кгс/см2=7.4 МПа — рабочее (нормативное) давление в газопроводе.

N=1.1 — (по табл. 13) коэффициент надежности по нагрузке.

-(формула 4) расчетное сопротивление

R1Н=вр =591. 99 МПа 592 МПа Механические свойства

R2Н=m =463. 73 МПа 463. 70 МПа металла труб. (ТУ 75−86)

m=0/75 (I — II категории) (по табл. 1) -коэф. условий работы газопровода.

k1 =1. 34 — коэффициент надежности по материалу, (табл. 9)

kн=1.1 — коэффициент надежности по назначению трубопровода, (табл. 11).

(I — II категория)

(I — II категории)

m=0.6 (В категория)

(В категория)

(В категория)

Принимаем трубу 142 018.7 (I, II категория)

142 023.2 (В категория)

2.2.2 Определение максимально возможного положительного перепада для принятых труб 0 1420×18. 7

По формуле 18, СНиП 2. 05. 06−85

Из формулы 13;

при наличии продольных осевых сжимающих напряжений.

— коэффициент, учитывающий двухосное сжимающее напряженное состояние труб.

Из формулы 14:

Из формулы 18:

Расчет ведем при сжимающих осевых продольных напряжениях (пр N=0). Далее в расчетах пр N принимаем со знаком минус.

2.2.3 Поверка труб по прочности

— определяется по формуле 18 для t = 59.8 С

МПа

2 — коэффициент, учитывающий двуосное напряженное состояние металла труб, при сжимающих осевых продольных напряжениях определяется по формуле 16:

,

где R1=301. 22 МПа

— формула 17

МПа

Мпа

МПа

Условие формулы 15 выполнено.

2.2.4 Определение минимально допустимого радиуса упругого изгиба принятых труб

Определение осуществляется по формулам (29) и (30), приняв что

,

где m=0. 75 (I, II категории)

Е=2. 06105 МПа

Rн=1. 1

=0. 3

R2н=m=463. 70 Мпа

=1. 210-5 град. -1

t=59.9 С

3 — коэффициент, учитывающий двуосное напряженное состояние металла труб при сжимающих продольных напряжениях, определяемый по формуле 31:

,

где

МПа

(142 018. 7)

2.2.5 Проверка труб по деформациям

Проверка осуществляется по формулам (29) и (30) из условия

2.2.6 Расчет допускаемой осадки и пучения газопровода

Продольные растягивающие напряжения 1, продольные сжимающие напряжения 2 в зимний период при подземной, в насыпи, наземной прокладках проверяются по формулам (44) и (48) ВСН 2−26−71.

Основные данные для расчета:

Дн=142см (ТУ 75−86)

Р =4. 40 МПа = 75 кгс/см2=0. 75 (I, II категория)

R 1Н=592 МПа=6000 кгс/см2

R 2Н = 463.7 МПа=4700 кгс/см2

n =1. 1

=1. 87 см

=2500 м+2. 5105 см

=1. 210-5 град. -1

Е =2.1 106 кгс/см2

t =60 °С

1. Расчет продольных сжимающих напряжений.

кг/см2

при проектировании:

Нк=0 (допускается)

изг =0 — напряжение изгиба от вертикальной нагрузки при подземной прокладке трубопровода.

,

— напряжения от пучения и осадки.

— коэффициент неравномерности осадки (0. 2−1)

Допускаемая осадка S=157. 48 см (1420, Р=7.4 МПа)

Условие выполняется.

2. Продольные растягивающие напряжения.

tзим= -20С

b =1

при проектирование Нк=0 (допускается)

изг = 0 при подземной прокладке и в насыпи.

tp = 0 в местах морозобойных трещин.

W=1 подземная прокладка

Е0 =100

Допускаемая осадка

Условие выполняется.

Результаты расчетов сведены в таблицы 2. 3, 2. 4

Выбор диаметра газопровода и расчет труб на прочность выполнен также на компьютере по программе «Труба» версия 1.2. Программа основана на положениях СНиП 2. 05. 06−85.

Таблица 2.3 Газопровод Заполярное-Уренгой

Р, МПа

t, °С

S, см

, кг/см2

tp, кг/см2

кц, кг/см2

, кг/см2

7. 4

-60

157. 48

1699. 23

2126. 85

3049. 85

596. 4

m3

у, см

2, кг/см2

m3R2н, кг/см

трубопровода

Примечания

0. 6165

2.5 105

0.6 (0.2 -1)

2897. 55

2897. 55

1420 18. 7

условия выполняются

Таблица 2.4 Газопровод Заполярное-Уренгой

Р, МПа

Tзим, С

S, см

, кг/см2

S, кг/см2

кц, кг/см2

, кг/см2

7. 4

-20

163. 95

1570. 67

1008

3049. 85

596. 4

m3

у, см

2, кг/см2

m3R2н, кг/см

трубопровода

Примечания

-

2.5 105

0.6 (0.2 -1)

4700

4700

1420 18. 7

условия выполняются

После того как сделаны основные расчеты по выбору диаметра, определения толщины стенки, температурному перепаду, деформациям и т. д. преступаем к следующей части технологического расчета.

2.3 Компрессорные станции (КС)

2.3.1 Определение числа станций и расстояний между ними

При выборе ГПА учитывались следующие основные требования:

— производительность;

— экономичность и надежность эксплуатации;

— максимальная заводская готовность и возможность поставки в блочно-контейнерном' исполнении;

-обеспечение широкого диапазона возможности работы ГПА по производительности и степени сжатия за счет поставки с ГПА проточных частей на степени повышения давления газа 1,35; 1,45; 1,7 с использованием для их установки одного унифицированного корпуса. ГПА должны пройти испытания в объеме поставки на заводе-изготовителе с обеспечением минимума монтажных и пуско-наладочных работ на месте строительства.

Поставка блоков ГПА должна быть в габаритах и массах, обеспечивающих транспортировку на место сооружения КС.

В соответствии с необходимой производительностью и степенью повышения давления для оптимальной и экономичной работы КС необходимы газоперекачивающие агрегаты единичной мощностью 25 МВт.

При выборе типа ГПА каждой единичной мощности приняты следующие критерии: КПД, ресурс, масса двигателя, производительность.

Масса двигателя имеет немаловажное значение при его ремонте в заводских условиях. Ремонт двигателя на заводе позволяет сократить количество обслуживающего персонала КС за счет переноса основной массы ремонтных работ по ГПА. Кроме того, ремонт двигателя в заводских условиях должен обеспечивать более надежную работу ГПА.

Возможность применения электроприводных ГПА не рассматривалась в связи с отсутствием на месте сооружения КС источников электроснабжения необходимой мощности.

В результате расчетов наиболее рентабельным признан вариант с агрегатами типа ГПА — Ц-25, которые по КПД, ресурсу работы, производительности и другим показателям соответствуют современному уровню и отвечают параметрам КС.

Газ поступает в Пуртазовскую К С по трубопроводу Ду = 1400. На К С предусмотрены 1 компрессорный цех (КЦ-1) и, соответственно, предусмотрена установка очистки газа и установка охлаждения газа. Также предусмотрена установка подготовки пускового, топливного и импульсивного газа, маслохозяйство и склад ГСМ, компрессорная сжатого воздуха.

Дн =1420 мм

Двн=1382.6 мм

Рн=75 кгс/см2

1. Давление в конце перегона принимаем равным номинальному на всасывание

Рк=4. 97 МПа =50.7 кгс/см2

2. Среднее давление в трубопроводе

3. Приняв, что температура в конце перегона 0.5 С найдем приближенное значение средней температуры по формуле:

,

где t0 — температура грунта на глубине заложения трубопровода.

tн — температура грунта на глубине заложения 0 С, а температура газа в начальной точке перегона после охлаждения в АВО в летний период 20.5 С.

t0 — температура на глубине заложения трубопровода 0 С.

tн — температура газа в начальной точке перегона после охлаждения газа в АВО в летний период 20.5 С.

4. Определяем коэффициент сжимаемости.

,

где Рср — среднее давление на перегоне между станциями,

Ркр — критическое давление ,

Тср — средняя температура на перегоне,

Ткр — критическая температура.

5. Приняв, что шероховатость трубопровода к=0. 03 и вязкость газа =10.7 10'6 Н с/м2 вычисляем расход, соответствующий числу Рейнольдса.

Производительность газопровода 89.2 млн. м3/ сут., что больше Qпер, следовательно, газ движется в трубопроводе при турбулентном режиме в квадратичной зоне трения.

6. Вычисляем коэффициент гидравлического сопротивления.

С учетом местных сопротивлений =1. 050. 898=0. 943

7. Определение числа промежуточных станций.

Количество станций округляем в большую сторону, n=2.

По данным программы ВНИИСТа «РIРЕ 5», рекомендованной к использованию «Управлением экспертизы проектов» ОАО «ГАЗПРОМ» и основанной на СНиП 2. 05. 06−85, «Магистральные трубопроводы», СНиП 11−18−76 (часть 2) «Основания и фундаменты на вечномерзлых грунтах», а также «Рекомендациях по прогнозированию динамики теплового и механического взаимодействия трубопровода с промерзающими грунтами «Минстрой нефтяной и газовой промышленности, Москва, «Недра», 1987, можно сделать заключение, что КС необходимо запроектировать на 110 км. трассы.

При охлаждении газа в АВО, температура газа на реке Пур равна плюс 6 С летом и минус 6 С зимой, на 20-й год эксплуатации ореол протаивания — промерзания носит сезонный характер и равен 2.0 метра.

Отрицательная температура на реке Пур (в зимний период) приведет к увеличению ореола промерзания и величины пучения газопровода, проходящего по талым грунтам. При этом возникает неравномерность пучения на смежных участках талых и мерзлых грунтов, находящихся в русле реки, из-за разных скоростей миграции влаги в подрусловой зоне грунтов. Поскольку газопровод будет защемлен в мерзлом грунте, напряжения, которые будут вызваны пучением от давления, изменением температуры и изгиба, приведут к разрушению газопровода. Любые специальные технические решения, связанные с обеспечением надежности газопровода на этом участке, (надземная прокладка теплоизолированного трубопровода на опорах или эффективная изоляция при подземной прокладке в русле и пойме, подогрев газопровода или самого газа во избежание смыкания грунтово-ледового — ореола вокруг трубы, пониженное заглубление трубы и т. д.) сложны и дорогостоящи, поэтому труднореализуемы.

Учитывая вышеизложенное, предполагается КС установить перед рекой Пур на 110 км. трассы, тем самым минимальная температура газа перед рекой в зимний период составит -0. 5, -0.7 С. Вариант установки КС на 110 км. выглядит более предпочтительным по температурному режиму и величинам ореолов промерзания — протаивания.

ГПА-Ц-25 обеспечивает широкий диапазон работы по производительности и степени сжатия за счет поставки ГПА со сменными проточными частями на степени повышения давления газа 1. 25, 1. 35, 1. 5, 1.7 с использованием для их установки одного унифицированного корпуса.

При строительстве КС на 110 км. целесообразно установить агрегаты со степенью сжатия 1. 35.

2.3.2 Расчет перегона между выходным коллектором месторождения заполярное и промежуточной компрессорной станцией пуртазовская

Нулевым километром магистрального газопровода Заполярное — Уренгой считается выходной коллектор с месторождения. Газ на коллектор первые 15 лет эксплуатации подается прямо из скважины, а после 15 лет эксплуатации с дожимной компрессорной станции, предназначенной для поддержания давления необходимого для транспорта газа в систему межпромысловых коллекторов Уренгойского месторождения и обеспечения нормальной работы установки осушки газа в период снижения пластового давления.

При входе газа в проектируемый газопровод мы имеем следующие исходные данные:

Р н=7. 35 МПа =75 кгс /см2

tн ср =11 С = 284 К

= 0. 562

tгр ср =0 С =0 С=273 К

1. Температура в конце перегона определяется по формуле:

-среднегодовой Тн=284 К, Т0=283 К

-январский Тн =271. 5К, Т0=270 К

-июльский Тн =293 К, Т0=276 К.

Температура в начальной точке перегона берется с учетом охлаждения газа в АВО.

2. Средняя температура на перегоне, рассчитывается по формуле:

без учета коэффициента Джоуля-Томпсона.

3. Давление в конце перегона:

,

где — коэффициент гидравлического сопротивления газопровода,

к — коэффициент, равный 0. 32 610-5 (п. 12. 16 ОНТП 51−1-85)

Величиной Z следует задаться.

4. Проверка принятого значения. Для этого вычислим среднее значение на перегоне, по формуле:

и в зависимости от Рср и Тср рассчитаем Z по формуле:

5. Для расчета следующей КС определяем температуру газа по формуле:

к — коэффициент теплопередачи от газа в грунт, равный 1. 3кКал/м2С= 1.5 Вт/м2С (ОНТП 51−1-85)

Д — диаметр газопровода

М — массовый расход

С — удельная теплоемкость газа

Д i — коэффициент Джоуля-Томпсона

Д i =0.3 К/кгс/см2 (ОНТП 51−1-85)

Если вместо массового расхода пользоваться коммерческой производительностью в млн м3/сут, а коэффициент теплоотдачи в Вт/м2С, удельная теплоемкость газа в Дж/кг С, диаметр в мм, а длина газопровода в км, то

,

где — расстояние в км,

Т0 — температура газа на глубине заложения трубопровода,

Тн — температура в начальной точке перегона,

Рн — давление нагнетания,

Рв — давление всасывания.

Так как расчет будем вести для трех режимов, Тн и Т0 равны:

Расчет для среднегодового режима.

,

2.

Учитывая снижение температуры из-за эффекта Джоуля-Томпсона, будем считать, что Тср=279 К.

3. Принимаем Z=0. 86, тогда

Е — коэффициент гидравлической эффективности, принимаемый равным 0. 95, если на газопроводе имеется устройство для периодической очистки внутренней полости трубопровода. При отсутствии устройства Е=0. 92

— коэффициент сопротивления трению.

4. Проверяем принятые значения Тср и Z. Вычисляем снижение температуры от эффекта Джоуля-Томпсона:

Следовательно, средняя температура равна:

Тср =281.9 -2.0 = 279.9 К.

Проверяем принятое значение:

Так как принятые значения Тер и 2 практически не отличаются от полученных расчетом, делаем вывод, что давление Рк-=57.9 кгс/см2 определено с достаточной точностью.

Расчет для январского и июльского режимов работы.

Последовательность расчетов и формулы те же, что и для среднегодового расчета.

январь — Рн=75кгс/см2, Тн=271.5 К, Тгр=270 К.

июль — Рн=75кгс/см2, Тн=293.5 К, Тгр=276 К.

Результаты расчетов сведены в таблицу.

Таблица 2. 5

Определяемые величины

Ед. изм.

Результаты июль

Результаты январь

Величина

-

0. 48

0. 48

Средняя температура по Шухову, tср

К

290. 2

271. 2

Средняя температура с учетом эффекта Джоуля-Томпсона, Тср

К

288

269

Коэффициент сжимаемости, Z

-

0. 87

0. 83

Давление в конце перегона, Рк

кгс/см2

57. 1

58. 3

Проверка, Тср и Z Среднее давление, Рср

кгс/см2

66. 4

67. 4

Средняя температура, Тср

К

288. 1

269. 3

Коэффициент сжимаемости, Z

-

0. 873

0. 874

Температура в конце перегона, Тк

К

С

280. 2

7. 2

267. 0

-6

Вывод:

Средние температура и давление, а также коэффициент сжимаемости мало отличаются от принятых при определенном давлении Рк. Давление Рк определено с достаточной точностью.

2.3.3 Расчет режима работы кс пуртазовская

Расчет для среднегодового режима.

1. Коэффициент сжимаемости определяем из условия всасывания:

где Рв — давление на входе в КС,

Ркр — критическое давление,

Тв — температура на входе в КС,

Ткр — критическая температура.

2. Объемная производительность при условиях всасывания:

где Рст — давление при стандартных условиях,

Тст -температура при стандартных условиях.

Q =89. 2/2=44.6 млн м3/сут

3. Приведенная объемная производительность:

задаемся, что n = 4650 об/мин Q в пр =(5000/4650)452=486 м3 /мин

4. Приведенная относительная частота вращения:

где Zпр =0. 903

R пр=506. 84 Дж/кг К=50. 684 кгс м/кг К

Т пр=288 К

5. По приведенной характеристике при Q в пр = 486 м3/мин и (n/nн)=0. 965 находим 1. 35.

Поскольку степень сжатия, найденная по характеристике, практически не отличается от требуемой, делаем вывод, что частота вращения n=4650 об/мин выбрана правильно.

6. Мощность на валу двигателя.

N =Ni + N мех

где Ni — внутренняя мощность,

N мех — механические потери при газотурбинном приводе.

, где

рв — плотность газа при условиях всасывания, Рв

Приведенную внутреннюю мощность находим по характеристике, кВт/кг/м3, получим что:

7. Удаленность от зоны помпажа при нормальной работе двигателя.

,

где Q в пр = 300 м3/мин., по характеристике нагнетателя.

Так как условие выполняется, и мощность на валу двигателя не превышает номинальную, агрегат будет работать нормально.

8. Температура на выходе КС.

Вывод: Мощность на валу двигателя не превышает номинальную, удаленность от границ помпажа достаточная, температура на выходе из КС не вызывает опасность.

Расчет режимов для января и июля.

Последовательность расчетов и используемые формулы те же, что и для среднегодового режима.

Исходные данные:

-температура газа на входе

для января Тв=267.0 К

для июля Тв=280.2 К

-давление газа на входе

для января Рв=58.3 кгс/см2

для июля Рв=57.1 кгс/см2

Результаты расчетов сведены в таблицу.

Таблица 2. 6

Определяемые величины

Ед. изм

Результаты январь

Результаты июль

Коэффициент сжимаемости при условиях всасывания, Zв

-

0. 85

0. 879

Плотность газа при условиях всасывания, рв

кг/м3

52. 4

46. 8

Объемная производительность, Qв

м3/мин

417. 9

471. 5

Частота вращения (задаемся), n

об/мин

4450

4700

Приведенная относительная частота вращения, (n/nн)пр

-

0. 960

0. 967

Приведенная объемная производительность, Q в пр

м3/мин

469

501

Степень сжатия (находим по характеристике), Е

-

1. 31

1. 29

Приведенная внутренняя мощность (Ni/рв)пр

кВт/кг/м3

620

630

Мощность на валу, N

кВт

23 003

24 588. 9

Удаленность от зоны помпажа

-

1. 56

1. 67

Давление на нагнетание, Рнаг

кгс/см2

78. 4

77. 0

То же с учетом падения давления, Рп

кгс/см2

76. 3

74. 9

Температура на нагнетание, Тн

К

С

286

13

300

27

Вывод: Мощность и давление не превышает номинальных значений. Удаленность от зоны помпажа достаточная, следовательно, КС работает в нормальном режиме.

После охлаждения в АВО температуры для трех режимов будут следующие:

среднегодовой: Т=284 К,

январский: Т=271.5 К,

июльский: Т=293.5 К

2.3.4 Расчет перегона между компрессорной станцией пуртазовская и уренгойской системой газопроводов

Исходные данные для трех режимов работы с учетом охлаждения газа в АВО в июле с 300 К до 293 К, а в январе с 295.3 К до 284 К.

среднегодовой: Рн=75.9 кгс/см2, Тн=284 К,

январский: Рн=76.3 кгс/см2 Тн=271.5 К,

июльский: Рн=74.9 кгс/см2 Тн=293.5 К

Таблица 2. 7

Определяемые величины

Ед. изм.

Результаты среднегод.

Результаты январь

Результаты июль

Показатель

-

0. 42

0. 42

0. 42

Средняя температура по Шухову, Тср

К

281

271

288. 7

Средняя температура с учетом эффек-та Джоуля-Томпсона, Тср

К

279

269

286. 7

Коэффициент сжимаемости, Z

-

0. 85

0. 83

0. 87

Давление в конце перегона, Рк

кгс/см2

61. 7

63. 1

58. 6

Проверка Тср и Z.

Среднее давление, Pср

кгс/см2

69. 0

69. 9

67. 6

Средняя температура, Тср

К

279. 3

269. 4

286. 8

Коэффициент сжимаемости

-

0. 8526

0. 8296

0. 869

Температура в конце перегона, Тк

К

С

276. 6

3. 6

267. 6

-5. 3

279. 5

6. 5

Давление в конечной точке магистрального газопровода Заполярное-Уренгой составляет:

Среднегодовое: Pк = 61.7 кгс/см2

июльское: Pк = 59.6 кгс/см2

январское: Pк = 63.1 кгс/см2

При проектировании были установлены следующие ограничения на давление при входе в Уренгойскую систему газопроводов:

Р min = 49.4 кгс/см2

Р max =72.0 кгс/см2

Рассчитанные давления удовлетворяют установленным нормативам.

В данной главе произведены расчеты физических свойств газа. Выбран диаметр газопровода, а также произведен расчет труб на прочность. Был определен радиус максимального изгиба, расчет допускаемой осадки и пучения трубопровода, после чего мы определили необходимое число станций и преступили к расчету перегонов и режима работы компрессорной станции.

После завершения технологического расчета переходим к выбору основного и вспомогательного оборудования

Глава 3. Выбор основного и вспомогательного оборудования

Компрессорные станции являются составной частью магистрального газопровода, они предназначены для сжатия транспортируемого газа до давления, обеспечивающего его подачу от местонахождения магистрального газопровода или других источников до ГРС потребителей.

В зависимости от назначения и месторасположения на магистральном газопроводе возникают головные и промежуточные КС. Головные К С устанавливают в начальном пункте газопровода, расположенного в районе газового месторождения или на некотором расстоянии от него. Промежуточные К С располагают по трассе газопровода на расстоянии 100 — 150 км. Расстояние между станциями определяется расчетом.

На газопроводе, соединяющем месторождение Заполярное и Уренгойскую систему газопроводов, по технологическому назначению КС только промежуточная с газотурбинным приводом.

Унифицированная блочно-комплектная КС предусматривает:

а) Основные операции и процессы обработки газа:

— отбор и выдача газа в магистральный газопровод;

— очистка газа от механических примесей до требований, определяемых ТУ на газоперекачивающие агрегаты, с узлом сбора воды и конденсата углеводородов;

— компремирование газа;

охлаждение газа.

б) Вспомогательные технологические системы:

— подготовка топливного газа, импульсного и газа на собственные нужды;

— маслоснабжение;

— подготовка сжатого воздуха.

КС являются опорными пунктами для системы технического обслуживания и ремонта не только объектов КС, но и сооружений линейной части газопровода.

3.1 Отбор и выдача газа в магистральный газопровод

Узел подключения КС к магистральному газопроводу предназначен для обеспечения работы магистрального газопровода и КС в следующих режимах:

— подача газа по газопроводу без компремирования его на подключаемой КС — временный режим (при поэтапном вводе газопровода в эксплуатацию и ремонтных работ на КС);

— подача газа по газопроводу с компремированием его на подключаемой КС — основной режим:

— подача газа по газопроводу при периодической очистке его полости очистным устройством (ОУ) от механических примесей, воды и конденсата — временный режим.

Для осуществления непрерывной подачи газа по магистральному газопроводу технологической схемой предусматриваются следующие трубопроводы, арматура и устройства КИПиА:

— всасывающие и нагнетательные шлейфы КС с запорной арматурой, обратными клапанами и продувочными трубопроводами;

— байпас с запорной арматурой (включая вариант транзитного пропуска ОУ) и продувочными трубопроводами;

— камера приема и запуска ОУ с запорной арматурой, обвязочными трубопроводами, стабилизирующим устройством, уравнительными и продувочными газопроводами, конденсатопроводом и устройствами КИП и, А для управления процессом приема — запуска ОУ и сигнализации его прохождения;

узлы сбора и выдачи конденсата из узла ОУ и КС; системы отбора, разведки и хранения импульсного газа.

3.2 Очистка газа от механических примесей

Установка очистки газа от механических примесей на входе в КС предназначена для предотвращения загрязнения и эрозионного износа оборудования и газопроводов.

На КС применяется одноступенчатая очистка газа в циклонных пылеуловителях типа ГП. 628. 00. 000−02 (5шт.)

Таблица 3.1 Техническая характеристика пылеуловителя

Наименование величины

Ед. изм.

Характеристика

1. Производительность

млн м3/сут

20±1. 5%

Давление расчетное рабочее

МПа

МПа

7. 5

4. 5−7. 5

3. Диаметр аппарата

мм

2000

4. Диаметр циклонного элемента

мм

600

5. Число циклонных элементов

шт

5

6. Температуры:

— рабочей среды

— min допустимая стенки аппарата

С

С

20−80

-60

7. Среда

-

природный газ, пыль

8. Максимальный объем

м3

5. 2

9. Масса пустого аппарата

кг

26 900

10. Коэффициент гидравлического сопротивления циклонного элемента

-

135

К установке на КС приняты:

циклонные пылеуловители с эффективностью очистки по твердой фазе с размером частиц:

5 — 10 мкм. — 10%

20 — 40 мкм — 85%

более 40 мкм — 100%.

Запыленность не более 5 мг на м3 газа (при Р=0,1013 и t = 20 С с содержанием жидкости в газе на выходе 0,75 г/мм3);

при содержании ее на входе 5 г/мм3— емкости сбора жидкости (подземной установки);

— блок арматуры, включающей систему автоматического удаления жидкости из емкости в узел дросселирования;

— системы трубопроводов и арматуры (для дренажа, продувки и обогрева аппаратов и трубопроводов в зимнее время).

Циклонный пылеуловитель состоит из двух секций: нижней — отводной и верхней — осадительной. В нижней секции находятся циклонные трубки, укрепленные в перегородке и крышке конусной емкости, предназначенной для сбора твердых и жидких примесей. На корпусе пылеуловителя выполнен входной и выходной патрубки для газа, люк лазы, патрубки для дренажа жидких и твердых примесей из разных полостей агрегата, патрубки для воздухоподогревателя, предназначенного для подогрева и превращения в жидкую фазу уловленного шлака в зимних условиях.

Очищаемый газ поступает через боковой входной патрубок, изменяет направление движения и скорости, за счет чего происходит первичная очистка от крупных частиц, оседающих в нижней части аппарата. Далее газ поступает в циклоны, где отделяются примеси и выпадают по дренажным трубкам в конусную сборную емкость. Уловленные жидкие и твердые примеси периодически удаляются по дренажным линиям в систему их сбора.

3.3 Технологический расчет пылеуловителя. Среднегодовой режим

Q сут = 89,2 млн. м3/сут

Рв = 57,9 кгс/см2=5,6 МПа

Тв = 275,5 К

в = 47,3 кг/м3

Zв = 0,87

Секундный расход газа при заданных условиях:

2. Перепад давления в сепараторе:

Рв и в — соответственно давление и скорость газа во входном патрубке пылеуловителя;

— коэффициент сопротивления, отнесенный ко входному сечению и равный 24. Согласно рекомендациям принимаю Р =0,28105 МПа.

2. Условная скорость газа в корпусе циклонного элемента:

— коэффициент гидравлического сопротивления циклонного элемента, равный 135.

Показать Свернуть
Заполнить форму текущей работой