Монтаж оборудования на УКПГ (пылеуловители)

Газовая промышленность — одна из важнейших отраслей экономики, которая имеет существенное значение в создании материально-технической базы страны, в связи, с чем правительство уделяет этой отрасли большое внимание. Узбекистан стоит на 11 месте в мире по добыче природного газа и 10 — по потреблению. На территории Узбекистана доказанные запасы газа составляют 1, 85 трлн м3

Газ добывают из недр земли с помощью скважин. Скважины стараются разместить равномерно по всей территории месторождения.

Природный газ широко применяется в настоящее время во всех звеньях общественного производства, поскольку является высокоэффективным энергоносителем, и оказывает прямое воздействие на увеличение выпуска промышленной продукции, рост производительности труда и снижение удельных расходов топлива.

В настоящее время идет бурное развитие трубопроводного транспорта, что вызвано интенсивной добычей природного газа и необходимостью доставки его к потребителю наиболее экономичным способом вызвали. Транспортировать газ по трубопроводам удобнее и дешевле, чем другими транспортными средствами, так как такая транспортировка обеспечивает непрерывное (и практически бес потерь) поступление газов к потребителю непосредственно из месторождений или подземных хранилищ. Подземные городские газопроводы проводят газ непосредственно к жилым домам, коммунально-бытовым и промышленным предприятиям.

В Узбекистане газ занимает около 80 % в структуре первичных источников энергии.

1. УКПГ. Назначение, состав основного оборудования

Требования, предъявляемые к товарной продукции УКПГ, регламентируются отраслевыми (ОСТ) и государственными (ГОСТ) стандартами. В зависимости от назначения конечного продукта варьируется главный критерий оценки его качества.

УКПГ применяются для комплексной подготовки газа высокого давления посредством низкотемпературной сепарации с добавлением метанола и при обеспечении точки росы по воде и углеводородам с учетом требований ОСТ 51.40-98.

Для газа, подаваемого в магистральные газопроводы, главным показателем качества является точка росы (по влаге и углеводородам).

Для холодной климатической зоны точка росы по влаге не должна превышать -20 °С, по углеводородам — не выше -10 °С. Помимо этого ОСТ регламентирует такие потребительские свойства газа, как теплота сгорания и допустимое содержание сернистых соединений.

Для газа, подаваемого местным потребителям для использования в промышленности и коммунальном хозяйстве, нормируются теплота сгорания и число Воббе, а также интенсивность запаха.

16 стр., 7616 слов

Технология переработки нефти и газа

... количеству, необходимому для полного сгорания углеводородов. Серьезное влияние на выбор схем подготовки к транспорту и переработки газа оказывает также наличие в газе меркаптанов, сероокиси углерода ( ... технологический режим и т д. 1. ХАРАКТЕРИСТТИКА ПРОЦЕССОВ ПЕРЕРАБОТКИ ПРИРОДНОГО ГАЗА И ГАЗОКОНДЕНСАТА Месторождения природного газа в зависимости от состава пластовой продукции условно можно ...

При использовании газа в качестве газомоторного топлива для автомобильного транспорта главным показателем качества является расчётное октановое число.

Согласно нормам ОСТ 51.65-80, по завершении процедуры очистки для получения стабильного уровня углеводородного конденсата осуществляется подача в магистральный газопровод.

Газовый конденсат, производимый на УКПГ, делится на стабильный и нестабильный. Требования, предъявляемые к различным типам конденсата, варьируются.

В состав УКПГ входят:

  • блок предварительной очистки (сепарации);
  • Обеспечивает отделение от газа капельной влаги, жидких углеводородов и механических примесей. В состав блока входят сепараторы и фильтр-сепараторы.
  • технологические установки очистки, осушки и охлаждения газа(пылеуловители,АВО,);
  • дожимные компрессорные станции;

— Обеспечивают рабочие параметры технологии промысловой обработки газа, поддерживают давление подачи газа в магистральный газопровод. Располагаются перед или после установок технологической подготовки газа. Для снижения температуры компримированного газа после дожимной станции устанавливаются аппараты воздушного охлаждения.

  • вспомогательные системы производственного назначения (операторная, площадки с установками средств связи, электро-, тепло- и водоснабжения, электрохимической защиты, пожаротушения и т.д.).

Блок предварительной очистки (сепарации) обеспечивает отделение от газа капельной влаги, жидких углеводородов и механических примесей. В состав блока входят сепараторы и фильтр-сепараторы.

Для снижения температуры компримированного газа после дожимной станции устанавливаются аппараты воздушного охлаждения.

В состав вспомогательного технологического оборудования УКПГ входят:

  • система факельная;
  • установка подготовки воздуха КИПА;
  • система аварийного слива конденсата;
  • парк товарной продукции;
  • хранение инертного газа;
  • система теплоснабжения.

Технологический процесс. Промысловая обработка газа на УКПГ состоит из следующих этапов:

  • абсорбционная или адсорбционная сушка;
  • низкотемпературная сепарация или абсорбция;
  • масляная абсорбция.

На газовых месторождениях подготовка газа заключается в его осушке, поэтому там используются процессы абсорбции или адсорбции.

На газоконденсатных месторождениях осушка и выделение легкоконденсирующихся углеводородов осуществляются путём низкотемпературной сепарации, низкотемпературной абсорбции или низкотемпературной масляной абсорбции.

Технические характеристики Производительность по газу. Производительность установки очистки газа определяется как объем сжимаемого вещества за определенный промежуток времени (мі/мин, л/мин, л/с, 1 мі/час и другой).

Данный параметр приводят для условий всасывания или для нормальных условий.

Производительность по конденсату. Данная характеристика измеряется как объем конденсата, который установка очистки газа способна отделить за определенный промежуток времени (л/мин, л/с или другой).

Выходное давление. Установка подготовки газа должна поддерживать стабильный уровень давления на выходе. Данный параметр УКПГ измеряется как механическое напряжение, которое вызывается силой в 1 Н, распределенной по поверхности площадью 1 мІ.

27 стр., 13357 слов

ГАЗА НА ЯРАКТИНСКОМ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОМ

... попутного нефтяного газа на примере Ярактинского НГКМ. Основная часть 1. Геология месторождения 1.1 Общие сведения о месторождении Ярактинское НКГМ в ... в качестве топлива, в том числе для котельных установок на буровых. В числе прочих строительных материалов следует ... т; газа, извлекаемые по категории С1+С2 – 39,061 млрд м3; конденсата, извлекаемые по категории С1+С2 – 4,013 млн т. Ярактинское НГКМ ...

Установки могут быть разработаны на различные производительности по газу, с примененнием различных технологий подговки газа.

Основные технические характеристики на примере установок УКПГ-2,0 и УКПГ-3,0

Наименование параметра УКПГ-2,0 УКПГ-3,0

Производительность по газу, млн.ст.м3/сутки 1,0 — 2,0 2,0 — 3,0

Производительность по конденсату, т/час 8,0 — 12,0 2,0 -50,0

Давление газа: установке:

  • на входе, МПа
  • на выходе, МПа

8,5-16,0

5,5 — 7,5

8,5-16,0

5,5 — 7,5

Давление конденсата на выходе из установки, МПа 0,6* 0,6*

* — уточняется по требованию Заказчика

2. Пылеуловители. Назначение, виды, принцип работы

Газ, поступающий в центробежные нагнетатели газоперекачивающих агрегатов, необходимо очищать от механических примесей , влаги и конденсата. Наличие механических примесей в газе может вызвать повреждение центробежных нагнетателей. Эту очистку выполняют на специальных установках подготовки топливного, пускового и импульсного газа.

Установка для очистки газа от механических примесей и конденсата состоит из определенного числа вертикальных пылеуловителей и трубной обвязки .На компрессорных станциях мощностью до 100 МВт обычно в состав установки входят пять-шесть вертикальных пылеуловителей.

На компрессорных станциях магистральных газопроводов

используют два типа пылеуловителей: масляные

(«мокрые») и циклонные («сухие») .

В аппаратах «мокрого» улавливания пыли механическая взвесь, находящаяся в газе, смачивается и удаляется промывочной жидкостью. Эти аппараты работают по замкнутому циклу, то есть промывочная жидкость используется многократно. В качестве промывочной жидкости чаще всего используется масло. Аппараты «мокрого» типа бывают по конструкции вертикальными и горизонтальными.

Масляный вертикальный пылеуловитель представляет собой вертикальный цилиндрический сосуд со сферическими днищами, рассчитанный на рабочее давление газопровода. Диаметр сосуда 1100-2400 мм. Сепаратор можно разделить на три части.

Нижняя часть предназначена для насыщения потока газа маслом, которое заливается в сепаратор, и отделения крупных частиц пыли находящегося в потоке газа. Средняя часть отделяется от нижней трубной решеткой со множеством вертикальных трубок небольшого диаметра. В средней части сепаратора происходит отделение мелких частиц пыли находящихся в масляном тумане. Верхняя часть состоит из каплеуловителя масла и фильтра.

Масляный пылеуловитель

I — патрубок для удаления масла; 2 — патрубок для подачи масла; 3 — указатель уровня; 4 — контактные трубки; 5 — перегородка разделительная; 6 — перегородка; 7 — выходной патрубок; 8 — жалюзийная секция; 9 — щиток отбойный; 10 — входной патрубок; 11—трубки дренажные; 12 — люк-лаз

В нижней секции находятся контактные трубки 4, вваренные в разделительную перегородку 5. В верхней секции имеется скрубберная насадка, состоящая из швеллерковых или жалюзийных секций 8 с волнообразными профилями. Патрубки 7 и 10 жат для входа и выхода газа, патрубки 1 и 2 — для подачи и удаления масла. Контроль уровня масла осуществляется указ, уровня 3. Внутренний осмотр и очистка аппарата при техобслуживании осуществляется через люки-лазы 12.

16 стр., 7621 слов

Аппаратура, используемая для очистки атмосферы от промышленных выбросов пыли (2)

... пылеуловителей По назначению устройства для очистки газа (воздуха) от пыли подразделяются на пылеуловители и воздушные фильтры. Первые служат для санитарной очистки газов ... принято в ГОСТ 12.2.043-80 «Оборудование пылеулавливающее. Классификация». Сухие пылеуловители делятся на гравитационные, инерционные, ... рассмотреть основные принципы устройства и работы мокрых пылеуловителей и фильтров, а также ...

Очищаемый газ, поступающий через входной патрубок 10, меняет направление за счет отбойного щитка 9, при этом выпадают в масло наиболее крупные частички. Далее он поступает в контактные трубки, ниже которых на уровне 25-30 мм находится жидкость- проходя через них газ увлекает жидкость, которая смачивает частицы мех.примесей и промывает газ. В осадительной секции, формируемой перегородками 5 и 6, скорость газа резко снижается выпадающие при этом частицы пыли и жидкости по дренажным трубкам 11 стекают в нижнюю часть аппарата. Дальнейшее улавливание капель происходит на осадительной насадке 8 и он также дренируются в нижнюю часть. Загрязненную жидкость периодически удаляют из пылеуловителя, заменяя или дополняя свежее или очищенное масло через патрубки 7 и 2.

Чтобы обеспечить нормальную эффективную работу пылеуловителя необходимо в нем поддерживать постоянный уровень масла, который должен быть на расстоянии 25-30 мм от нижних концов трубок. Количество масла в пылеуловителе диаметром 2400 мм не превышает 2 м3. Очистка пылеуловителя и смена масла проводится 3-4 раза в год. Производительность пылеулавливания ограничивается скоростью потока газа в контактных трубках, которая не должна превышать 1-3 м/с.

Преимущество вертикального масляного пылеуловителя по сравнению с другими конструкциями пылеуловителей заключается в высокой степени очистки газа (коэффициент очистки достигает 97-98 %).

Недостатки — большая металлоемкость, унос жидкости с потоком газа (допускается не более 25 г на 1000 м3 газа), большое гидравлическое сопротивление (0,035—0,05 МПа), чувствительность к изменениям уровня масла в аппарате.

Мокрые пылеуловители скрубберы имеют высокую степень очистки (98,5%), однако для их работы необходимо использовать воду. После загрязнения воды в мокрых пылеуловителях ее требуется очищать.

Циклонные пылеуловители

1 — верхняя секция; 2 — входной патрубок; 3 — выходной патрубок; 4 — циклоны; 5 — нижняя решетка; 6 — нижняя секция; 7 — люк-лаз; 8 — дренажный штуцер; 9 — штуцеры контролирующих приборов; 10 — штуцеры слива конденсата

В скруббер запыленные газы подаются снизу. Поднимаясь, они встречаются с каплями орошающей воды, при этом частицы пыли прилипают к каплям, осаждаются в бункер скруббера и в виде шлама направляются на водоочистку и использование. Очищенные газы удаляются из аппарата сверху. В качестве орошающего агента в скруббер может подаваться химический реагент (например, известковое молоко).

В этом случае в аппарате будет происходить и химическая очистка воды. В скруббере возможны потери воды (брызги, вода из шлама и за счет утечек).

В настоящее время на КС в качестве первой ступени очистки широко применяют циклонные пылеуловители, работающие на принципе использования инерционных сил для улавливания взвешенных частиц . Циклонные пылеуловители более просты в обслуживании нежели масляные. Однако эффективность очистки в них зависит от количества циклонов, а также от обеспечения эксплуатационным персоналом работы этих пылеуловителей в соответствии с режимом, на который они запроектированы. Циклонный пылеуловитель представляет собой сосуд цилиндрической формы, рассчитанный на рабочее давление в газопроводе, со встроенными в него циклонами 4.

8 стр., 3600 слов

Мокрые пылеуловители

... поэтому применяют либо несколько параллельно работающих круглых труб, либо переходят на трубы прямоугольного сечения. К мокрым пылеуловителям относятся барботажно-пенные пылеуловители с провальной и переливной решетками. В таких аппаратах газ ...

Циклонный пылеуловитель состоит из двух секций: нижней отбойной 6 и верхней осадительной 1, где происходит окончательная очистка газа от примесей. В нижней секции находятся циклонные трубы 4.

Газ через входной патрубок 2 поступает в аппарат к распределителю и приваренным к нему звездообразно расположенным циклонам 4, которые неподвижно закреплены в нижней решетке 5. В цилиндрической части циклонных труб газ, подводимый по касательной к поверхности, совершает вращательное движение вокруг внутренней оси труб циклона. Под действием центробежной силы твердые частицы и капли жидкости отбрасываются от центра к периферии и по стенке стекают в коническую часть циклонов и далее в нижнюю секцию 6 пылеуловителя. Газ после циклонных трубок поступает в верхнюю осадительную секцию 1 пылеуловителя, и затем, уже очищенный, через патрубок 3 выходит из аппарата.

В процессе эксплуатации необходимо контролировать уровень отсепарированной жидкости и мехпримесей с целью их своевременного удаления продувкой через 8 дренажные штуцеры. Контроль за уровнем осуществляется с помощью смотровых стекол и датчиков, закрепленных к штуцерам 9. Люк 7 используется для ремонта и осмотра пылеуловителя при плановых остановках КС. Эффективность очистки газа циклонными пылеуловителями составляет не менее 100 % для частиц размером 40 мкм и более, и 95% для частиц капельной жидкости.

3. Монтаж пылеуловителя

Общие требования:

1. Монтажу оборудования и трубопроводов должна предшествовать подготовка в соответствии со СНиП по организации строительного производства и настоящим СНиП.

2. При общей организационно-технической подготовке должны быть определены заказчиком и согласованы с генподрядчиком и монтажной организацией:

  • а) условия комплектования объекта оборудованием и материалами поставки заказчика, предусматривающие поставку комплектов оборудования на технологическую линию, технологический узел, технологический блок;
  • б) графики, определяющие сроки поставки оборудования, изделий и материалов с учетом последовательности монтажа, а также производства сопутствующих специальных строительных и пусконаладочных работ;
  • в) уровень заводской готовности оборудования с учетом требований ГОСТ 24444-80 и технических условий, определяющих монтажно-технологические требования к поставке оборудования, подлежащего монтажу;
  • г) перечень оборудования, монтируемого с привлечением шефмонтажного персонала предприятий-изготовителей;
  • д) условия транспортирования к месту монтажа крупногабаритного и тяжеловесного оборудования.

3. При подготовке монтажной организации к производству работ должны быть:

  • а) утвержден ППР по монтажу оборудования и трубопроводов;
  • б) выполнены работы по подготовке площадки для укрупнительной сборки оборудования, трубопроводов и конструкций, сборки блоков (технологических и коммуникаций);
  • в) подготовлены грузоподъемные, транспортные средства, устройства для монтажа и индивидуального испытания оборудования и трубопроводов, инвентарные производственные и санитарно-бытовые здания и сооружения, предусмотренные ППР;
  • подготовлена производственная база для сборки блоков (технологических и коммуникаций;
  • г) выполнены предусмотренные нормами и правилами мероприятия по охране труда, противопожарной безопасности и охране окружающей среды.

4. Подготовка производства монтажных работ должна осуществляться в соответствии с графиком и включать: передачу заказчиком в монтаж оборудования, изделий и материалов; приемку монтажной организацией от генподрядчика производственных зданий, сооружений и фундаментов под монтаж оборудования и трубопроводов; изготовление трубопроводов и конструкций; сборку технологических блоков, блоков коммуникаций и укрупнительную сборку оборудования; доставку оборудования, трубопроводов и конструкций в рабочую зону.

51 стр., 25073 слов

Выбор оборудования для котельной

... зимой, принимается равной +50С;х.л - температура холодной воды летом, принимается равной +9 0С; -число суток работы системы ... тепла на горячее водоснабжение в отопительный и неотопительный период определяется по формуле: час.огв = a ∙ N ∙ (54 - ... оборудования котельной; рассчитать стоимость оборудования; определить сроки окупаемости проекта Практическая значимость: Рассмотрены режимы работы ...

До начала монтажа пылеуловителей необходимо выполнить подготовительные работы:

1. Произвести планировку площадки, проверить фундаменты, контролируя нивелиром их высотное положение и струной положение главных осей фундаментов и отверстий под фундаментные болты. Подготовить к монтажу фундаментные болты, очищая их от ржавчины, масла и краски.

2. Провести планировку зоны подачи и приемки при монтаже оборудования и узлов трубопроводов;

3. Подготовить приспособления, инструмент, такелажную оснастку;

4. Произвести приемку фундаментов под монтаж пылеуловителей и нанести на них осевые линии масляной краской, также произвести приемку опор.

5. Устроить временное покрытие из ж/б дорожных плит 6×2 м по оси движения автомобильного крана .

6.Произвести перемещение вертикально-вывешенного аппарата поворотом стрелы крана на ось его установки.

Монтаж каждого пылеуловителя выполняют в следующей последовательности:

  • пылеуловитель устанавливают на временные опоры в исходное положение;
  • на пылеуловителе монтируют приспособление для остроповки;
  • пылеуловитель застропывают в верхней и нижней частях и производят пробный подъем пылеуловителя (краном и трубоукладчиком) на высоту 150-200 мм, чтобы проверить надежность строповки и тормозов грузоподъемных механизмов.
  • Производят подъем пылеуловителя до вертикально-вывешенного положения методом поочередных перемещений аппарата по вертикали краном, по горизонтали — трубоукладчиком.

При перемещении аппарата по горизонтали трубоукладчику необходимо обеспечить свободный перенос аппарата над выступающими надземными элементами.; для предотвращения раскачивания его стропят двумя пеньковыми канатами;

  • пылеуловитель устанавливают в проектное положение;
  • затягивают анкерные болты;
  • пылеуловитель остропывают (при этом монтажнику необходимо пристегнуться к верхнему фланцу пылеуловителя монтажным поясом);
  • застропывают приспособление для отстроповки;
  • приспособление для отстроповки снимают с пылеуловителя.

После окончания монтажных работ по оборудованию КС выполняют комплекс испытаний в соответствии с указаниями в рабочих чертежах, техническими требованиями и инструкциями на установленное оборудование.

Сосуды и аппараты, поступающие на строительную площадку полностью собранными и испытанными на предприятии-изготовителе, индивидуальным испытаниям на прочность и герметичность дополнительно не подвергаются.

Испытания оборудования — 1) индивидуальное, 2) комплексное. Оборудование проходит индивидуальное испытание на холостом ходу с проверкой требований, предусмотренных предприятием-изготовителем. Индивидуальные испытания проводят с целью подготовки оборудования, приемки рабочей комиссии для комплексного опробования. До начала опробования в состоянии готовности должны быть средства противопожарной и противоаварийной защиты

12 стр., 5862 слов

Сооружение подводного трубопровода

... и дорогими при строительстве подводных переходов магистральных трубопроводов. Поэтому эффективность и сроки строительства подводных переходов зависят обычно от организации и технологии подводных земляных работ, предусматривающих ... со специальных судов, называемых обычно трубоукладочными баржами. При строительстве подводных трубопроводов на северных морях необходимо наличие свободной от льда ...

Смонтированное технологическое оборудование КС подвергается гидравлическому испытанию на прочность давлением не ниже 1,25 Рраб в течение 24 ч, а при проверке на герметичность давлением, равным Рраб, — не менее 12 ч.

4. Расчетная часть: расчет надземного промыслового трубопровода на прочность и устойчивость

Исходные данные:

Транспортируемая среда — газ

Наружный диаметр трубопровода — 273 мм

Внутреннее давление — 4,1 МПа

Плотность нефти — 870 кг/м3

Класс прочности стали труб — К50

Плотность стали — 7850 кг/м3

Наружная изоляция покрытие — толщиной 2 мм, плотностью 1370 кг/м3

Категория участка трубопровода — II

Климатический район по весу снегового покрова — IV район

Климатический район по давлению ветра — V район

Климатический район по стенке гололеда — II район

Расчетная толщина стенок t трубопровода определяется по формуле, м:

где — расчетное сопротивление материала стенки трубы, Па, определяется:

  • для трубопроводов, транспортирующих продукты, не содержащие сероводород

оборудование пылеуловитель промысловый трубопровод

где — нормативное временное сопротивление материала труб и соединительных деталей, Па;

  • нормативный предел текучести материала труб и соединительных деталей, Па;
  • коэффициент надежности по назначению трубопровода, принимается равным 1.0 для внутреннего давления менее 7,5 МПа и условного диаметра трубопровода менее 300 мм в соответствии с [1](табл.

1.1);

  • коэффициент условий работы трубопровода, принимается равным 0,75 для II категории участка трубопровода в соответствии с [1](табл. 1.2);
  • коэффициент надежности по материалу, принимается равным 1,47 для сварных труб, изготовленных из углеродистой стали двухсторонней электродуговой сваркой и прошедших 100%-ный контроль сварных соединений неразрушающими методами, в соответствии с [1](табл.

1.3);

  • коэффициент надежности по нагрузке: для газообразной среды — 1,1;
  • коэффициент несущей способности труб и соединительных деталей, принимается равным 1;
  • наружный диаметр труб, м.

Величины и определяются по ГОСТ20295-85* и для класса прочности труб К50 принимаются равными:

Толщина стенки труб выбирается по сортаменту, указанному в ГОСТ20295-85*. Для обеспечения условий поперечной устойчивости толщина стенки труб для номинального диаметра свыше 200 мм в соответствии с [1] принимается равной 4 мм.

5 стр., 2087 слов

Балластировка трубопроводов

... трубопровода; угол поворота оси трубопровода; минимальный радиус упругого изгиба оси трубопровода. где момент инерции определяется по формуле: 2. Определяем вес балластировки в воздухе по формуле: ... сжатию металла труб, равное минимальному значению предела текучести; коэффициент условий работы трубопровода, принимаемый по СНиП 2.05.06-85*, равный 0,6; коэффициент надежности по назначению, ...

Пролет надземного балочного многопролетного участка промыслового трубопровода должен удовлетворять условиям статической прочности и аэродинамической устойчивости (условию отсутствия резонансных колебаний трубопровода в ветровом потоке), а также определяться для стадии его эксплуатации (гидростатических испытаний).

Величина пролета надземного балочного многопролетного участка определяется по следующей формуле:

  • где — допустимый пролет из условия статической прочности растянутой зоны поперечного сечения трубопровода, м;
  • допустимый пролет из условия статической прочности сжатой зоны поперечного сечения трубопровода, м;
  • допустимый пролет из условия аэродинамической устойчивости трубопровода, м.

Допустимый пролет из условия статической прочности растянутой зоны поперечного сечения трубопровода определяется по формуле:

  • кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления, Па. Определяются по формуле:

где — внутренний диаметр, м. Определяется по формуле:

  • осевой момент сопротивления поперечного сечения, м3, определяемый по формуле:
  • погонная нагрузка, действующая на трубопровод, Н/м, определяемая по формуле:

где — вес заизолированного трубопровода с перекачиваемым продуктом, Н/м. Определяется по формуле:

где — наружный диаметр трубопровода с учетом изоляции, м. Определяется по формуле:

где диз — толщина изоляционного покрова, м.

  • плотность стали трубопровода, кг/м3;
  • плотность изоляции трубопровода, кг/м3;
  • вес перекачиваемого продукта в трубопроводе, Н/м.

Вес перекачиваемого продукта определяется по формулам:

  • для газа
  • погонная вертикальная нагрузка на надземный промысловый трубопроводов от веса снега или обледенения, Н/м, определяемая по формуле:
  • где — погонная нагрузка от снега, Н/м;
  • погонная нагрузка от обледенения, Н/м.

Нагрузка от возможного обледенения определяется по формуле:

  • толщина слоя гололеда, мм, для II климатического района по стенке гололеда принимается равной 5 согласно таблице 12.1 СП20.13330.2016.

Нагрузка от снега определяется по формуле:

  • где — коэффициент перехода от веса снегового покрова на единицу поверхности земли к снеговой нагрузке на единицу поверхности трубопровода, который принимается равным 0,4 для одиночно прокладываемого трубопровода;
  • нормативное значение распределённого веса снегового покрова, Па, для IV климатического района по весу снегового покрова принимается равным 2000 согласно таблице 10.1 СП 20.13330.2016.

Допустимый пролет из условия статической прочности сжатой зоны поперечного сечения трубопровода определяется по формуле:

где — понижающий коэффициент, учитывающий сложное напряженное состояние и определяемый по формуле:

  • относительные кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления, определяемые по формуле:

Допустимый пролет из условия аэродинамической устойчивости трубопровода определяется по формуле:

  • где — коэффициент учета числа пролетов (для многопролетных систем с числом пролетев более трех р);
  • конструктивный декремент колебаний. Принимается равным =0,007 для трубопроводов с в соответствии с [1];
  • коэффициент запаса по декременту колебаний (принимается равным =1,33);
  • аэродинамический коэффициент (принимается равным =1,15);
  • плотность воздуха в ветровом потоке (принимается равным =1,25 кг/м3);
  • модуль упругости материала трубопровода, Па(принимается равным 2,1 * 1011);
  • погонная масса трубопровода с учетом изоляционного покрытия, кг/м. Определяется по формуле:
  • момент инерции поперечного сечения трубопровода, м4, определяемый по формуле:
  • нормативная скорость ветра, м/с.

Нормативная скорость ветра определяется по формуле:

18 стр., 8711 слов

Магистральные трубопроводы Анализ территориально-регионального ...

... Категории магистральных трубопроводов и их участков [2] Категория трубопровода и его участка Коэффициент условий работы трубопровода при расчете ... давления при испытании и продолжительность испытания трубопровода В 0,60 Принимается I 0,75 по II 0,75 СНиП ... определяются согласно строительным нормам и правилам, утвержденным в установленном порядке. Не допускается прокладка магистральных трубопроводов ...

  • где — поправочный коэффициент, принимаемый равным =0,75, если ось трубопровода находится на высоте над поверхностью земли менее 5 м;
  • нормативное значение ветрового давления, Па, которое принимается равным 600 для V климатического ветрового района согласно таблице 11.1 СП 20.13330.2016.

Проверку прочности и общей устойчивости надземного балочного многопролетного участка промыслового трубопровода проводят в следующем порядке:

1. Проверка общей устойчивости надземного трубопровода в продольном направлении.

Проверка общей устойчивости надземного трубопровода в продольном направлении выполняется по следующему условию:

  • где — эквивалентное продольное осевое усилие в прямолинейном участке надземного балочного многопролетного трубопровода, Н;
  • продольное критическое усилие, Н.

Эквивалентное продольное осевое усилие находят по формуле:

F — площадь поперечного сечения трубопровода, м2. Определяется по формуле:

  • где — коэффициент линейного расширения металла труб, градус-1(для стали принимается равным 12 * 10-6 градус-1);
  • расчетный перепад температур, °С (принимается равным 40 оС);
  • коэффициент поперечной деформации(для стали принимается равным 0,3);

Продольная критическая сила определяется по выражению:

  • условие выполняется.

2. Проверка прочности надземного трубопровода.

Проверка прочности надземного балочного многопролетного участка промыслового трубопровода проводится по следующим условиям:

где — продольные осевые напряжения, Па, от расчетных нагрузок и воздействий (без учета изгибных напряжений), определяемые по формуле:

  • максимальные изгибные напряжения, Па, от расчетных нагрузок и воздействий (без учета осевых напряжений);
  • коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб; при растягивающих продольных напряжениях принимается равным единице, при сжимающих продольных напряжениях определяется по формуле:

Максимальные изгибные напряжения определяется по формуле:

где — максимальный изгибающий момент в пролете, Н·м, определяемый по формуле:

  • суммарный прогиб трубопровода между опорами (от действия продольных и поперечных сил), м.

Суммарный прогиб между опорами трубопровода определяется по выражению:

где — прогиб от действия поперечных сил, м:

  • условие выполняется.
  • условие выполняется.

Вывод: после нахождения суммарного прогиба между опорами трубопровода, мы сверили наш результат

Заключение

Исходя из вышеуказанного, я могу сделать вывод, что для очистки природного газа от механических примесей применяется специально оборудование-пылеуловители, и существует множество видов пылеуловителей, но в настоящее время на КС широко используются масляные и циклонные пылеуловители. Каждый из этих пылеуловителей имеет свои конкретные параметры, которые влияют непосредственно на условия очистки природного газа, но более эффективно использовать циклонный пылеуловитель, так как эффективность очистки газа составляет не менее 100 % для частиц размером 40 мкм и более, в то время как эффективность масленого пылеуловителя составляет 94-96%.

Список литературы

[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/kursovaya/pyileuloviteli/

1. Березин В.Л., Бобрицкий Н.В. Сооружение насосных и компрессорных станций: Учебник для вузов. — М.: Недра, 1985. — 288 с.

2. Ивановский В.Н., Куликова И.С., Мерициди И.А. Оборудование для сбора и подготовки газа на промыслах. Учебное пособие / В.Н. Ивановский, И.С. Куликова, И.А. Мерициди. — М.: Издательский центр РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2014. — 421 с.

3. Российская газовая энциклопедия / Гл. ред. Вяхирев Р. И.. — Москва: Большая Российская энциклопедия, 2004.