2.2.1. Расчёт оборудования для очистки газа от механических примесей.

При проектировании КС Грязовец в установке очистки газа мной были использованы циклонные пылеуловители ГП - 144. Рассчитаем необходимое количество пылеуловителей.

Исходные данные:

Q = 82[ ] - суточная пропускная способность;

q_n = 20 [ ] - производительность одного пылеуловителя;

P_в = 3,99 [МПа] – давление на входе в пылеуловитель;

Т_в = 281,3 [К] – температура на входе в пылеуловитель.

Определим перепад давления в сепараторе по формуле:

;

где: - коэффициент сопротивления отнесённый ко входному сечению, по технической характеристике завода изготовителя;

;

- скорость газа во входном патрубке пылеуловителя;

;

g – ускорение свободного падения;

g = 9.81 [м/с²];

.

Для заданного количества газа определим расчётное число пылеуловителей:

;

где: q_n – производительность одного пылеуловителя, по технической характеристике завода изготовителя;

q_n = 20 [млн.м³/сут] ;

резервных.

Произведем механический расчёт пылеуловителя.

Определим толщину стенки корпуса по формуле:

;

где: - расчётная толщина стенки корпуса;

Р_раб – рабочее давление;

Р_раб=5,6 [МПа] ;

D_вн – внутренний диаметр пылеуловителя;

D_вн=2000 [мм];

- коэффициент прочности сварных соединений;

=1; [34]

- допускаемые напряжения для стали 16ГС;

=160 [МПа].

;

где: - рекомендуемая толщина стенки для данных условий;

= 40 [мм];

с – прибавка для компенсации коррозии;

с = 3 [мм].

При условии:

;

Условие соблюдается, следовательно:

;

Принимается .

Определим толщину стенки днища по формуле:

;

при условии:

;

где: - рекомендуемая толщина днища для данных условий;

= 50 [мм].

с₁ – поправка для компенсации коррозии;

с₁ = 3 [мм];

с₂ – прибавка для компенсации минусового допуска;

с₂ = 1.3 [мм].

с₃ – прибавка технологическая;

с₃=8 [мм].

;

где: Н – внутренняя высота эллиптической части днища аппарата,

Н = 500 [мм].

;

;

Принимается

Следовательно для данных пылеуловителей толщина стенки корпуса , толщина стенки днища

2.3.Выбор установки охлаждения транспортируемого газа.

Современные магистральные газопроводы нашей страны ха­рактеризуются следующими основными параметрами газопередачи: про­изводительностью - до (32-35) млрд.м3/год при рабочем давлении природного газа в трубопроводе - до 7,36 [МПа] и диа­метре - до 1420 [мм], а также протяженностью - до 4000 [км]. Для транспортирования газа на современных компрессорных станциях применяются газоперекачивающие агрегаты, состоящие из цен­тробежных нагнетателей и энергопривода, в качестве которого используются газотурбинные установки или электродвигатели единич­ной мощностью соответственно до 25 и 12,5 МВт. Вместе с тем, боль­шая часть магистральных газопроводов сооружается и эксплуатируется в сложных природно-климатических, геологических, гидрологических и геокриологических условиях, которые в ряде случаев значительно изменяются в преде­лах трассы одного газопровода.

При сочетании отмеченных факторов важное значение приобрета­ет задача обеспечения надежности и эффективности трубопроводного транспорта газа. Успешное решение этой задачи зависит от надежно­го и эффективного функционирования входящих в состав газопровода объектов: компрессорных станций и линейной части, капитальные за­траты на сооружение которой достигают 80% от общего объема капи­тальных вложений в магистральных газопроводах диаметром 1420 мм. [22]

Надежность и эффективность эксплуатации магистрального газопровода в целом определя­ется рядом факторов, и, в частности, температурным режимом магист­рального газопровода.