Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Очищення газу

газ масляний пилоуловлювач забруднення

Природний газ родовищ містить механічні домішки -- сторонні речовини в твердому, рідкому і газоподібному станах, що входять до складу газу і знижують його теплоту згорання. До твердих включень відносять оксид алюмінію, з'єднання кремнію, заліза, кальцію, магнію, сірки і ін.; до рідких і газоподібних -- воду, її пари, пари солей, що утворюються при тиску, і важкі вуглеводні.

Транспортування газу по магістральних трубопроводах здійснюють після очищення і комплексної підготовки газу на родовищі, Підбір устаткування для установок комплексної підготовки газу (УКПГ) залежить від багатьох чинників.

Залежно від того, де буде використаний газ, до його якості пред'являють вимоги відповідно до ОСТУ 51.40 -- 83. Якість газу, що поступає з промислів і газопереробних заводів в магістральні газопроводи, повинна сприяти надійній і ефективній роботі газопроводів і компресорних станцій. Якість газу для комунально-побутового споживання повинна забезпечувати: взаємозамінюваність газу по його паливних характеристиках; санітарно-гігієнічні умови побутових приміщень, що мають газові прилади з горінням без відведення продуктів згорання; безпеку при використанні газу.

Якість природного газу при хімічній переробці визначається умовами постійності його складу, відсутністю рідкої фази і механічних домішок, обмеженням змісту важких вуглеводнів і з'єднань сірки.

Для оцінки якості природного газу, що транспортується по магістральних газопроводах і подається споживачам, використовують наступні показники.

Вміст вологи в газі. Волога сприяє корозії газопроводу і устаткування компресорних станцій, а також утворенню кристалогідратів. Для запобігання цього необхідно, щоб точка роси газу по волозі була на 5 --7 градусів нижче за найбільш низьку температуру газу при його транспортуванні по газопроводу.

Кліматична зона по ГОСТ 16350 - 80 ............ А.................................Б

Точка роси по волозі і важким вуглеводням

при р = 5,5 МПа; Т[К], не більш:

у зимовий період (1.Х-30.1У) ......................263..............................240

у літній період (1.У- 30. IX) .....................270..............................258

Примітки: 1. А -- помірна і жарка кліматична зона; Б -- холодна кліматична зона.

2. Для обох зон зміст: механічних домішок -- не більше 0,1 г / 100 м 3, сірководня не більш -- 2 г / 100 м3, кисню -- не більше 1 %.

Точка роси по вуглеводнях. Наявність в газі вуглеводнів, що конденсуються, приводить за певних термодинамічних умов до виділення конденсату. При цьому знижується пропускна спроможність магістральних газопроводів і збільшується потрібна потужність компресорних агрегатів. Сучасні сорбційні процеси -- процеси поглинання з газу певних фракцій -- дають можливість виділити важкі вуглеводні до точки роси (313 К). Така глибина витягання дозволяє найповніше використовувати вуглеводні для отримання зріджених газів, газових бензинів, індивідуальних вуглеводнів.

Зміст сірководня. Наявність в газі сірководня сприяє розвитку корозії внутрішньої поверхні газопроводів, газоперекачуючих агрегатів, арматури і забрудненню атмосфери приміщень токсичними продуктами.

Зміст механічних домішок. Механічні домішки, що містяться в газі, сприяють розвитку ерозії, зносу газопроводів і компресорних агрегатів, а також засмічують контрольно-вимірювальні прилади і збільшують вірогідність аварійних ситуацій на компресорних станціях (КС), газопроводах і газорозподільних станціях (ГРС).

Зміст кисню. У природних газах кисень відсутній. При будівництві або ремонті газопроводів кисень можна внести при недостатньому продуванні труби. Наявність кисню в природному газі може привести до утворення вибухонебезпечних сумішей або виділення елементарної сірки за наявності сірководня.

Зміст двоокису вуглецю. У сухому газі С02 утворює баластну суміш, що знижує калорійність газу. У природних газах, що транспортуються по газопроводах, міститься відносно невелика кількість С02. За техніко-економічними даними вміст С02 в газі не повинен перевищувати 2 %.

Зміст меркаптанової і загальної органічної сірки. Меркаптанову сірку в невеликих кількостях як одоранта вводять в газ для додання йому запаху. Встановленими нормами вміст одоранта в газі обумовлений необхідним рівнем запаху і складає 16 г на 1000 м3 газу. Наявність в газі органічної сірки більше 30 -- 50 міліграма на 1000 м3 обмежує можливість його використання без доочистки для хімічних процесів.

Число Воббе -- основний показник якості газу, використовуваного в побутових горелочных пристроях. Він визначає режим горіння газу в побутових приладах, взаємозамінюваність газу змінного складу для забезпечення нормального режиму горіння.

Число Воббе W враховує взаємозв'язок теплоти згорання газу і густини газу по відношенню до повітря Д: W = и?Д0,5. Число Воббе для газових і газоконденсатних родовищ знаходиться в межах 40195-50244 кДж/м3, для нафтових родовищ -- 46057 - 60711 кДж/м3.

Виходячи з умов нормальної роботи газових приладів, встановлено номінальне значення числа Воббе, для якого регулюють газові прилади. Число Воббе для природного газу, що транспортується по основним магістральним газопроводам нашої країни, складає від 11000 до 12000 кДж/м3.

Джерела забруднення магістральних газопроводів

Аналіз забруднень внутрішньої порожнини газопроводів дозволив встановити, що забруднення є складною багатокомпонентною сумішшю, що складається з пластової, конденсаційної і поверхневої вод, вуглеводневого конденсату, емульсій, механічних домішок, мінеральних масел, органічних кислот, солей двух- і тривалентного заліза, метанолу, гліколів.

Для підвищення гідравлічної ефективності і надійності роботи газопроводів періодично продувають і очищають внутрішні порожнини трубопроводів очисними поршнями. При будівництві газопроводів передбачають установку вузлів запуску і прийому очисних пристроїв, локальне підвищення швидкості газу і ін. При експлуатації магістральних газопроводів значні труднощі створює газ, що запилений. Встановлено, що знос робочих коліс відцентрових нагнітачів прямо пропорційний вмісту пилу в газі. Найбільшу ерозію металу робочих

коліс нагнітача викликають фракції пилу розміром більше 20 мкм, При дії змоченого пилу на метал інтенсивність ерозії зростає.

Згідно з технічним вимогам на природні та нафтові гази вміст рідкої суспензії в транспортуємому газі не повинна перевищувати 25-50 г. на 1000 м3 газу. Ще більш жорсткі вимоги необхідно пред'являти до вмісту твердої суспензії (не більше 0,05 мг/м3), яка сприяє ерозійному зношуванню технологічного обладнання газопроводів. Так, при вмісті 5-7 мг/ м3 твердої суспензії, К.К.Д. трубопроводів зменшується на 3-5% протягом двох місяців експлуатації, а при запиленості більш ніж 30 мг/ м3 трубопровід виходить з ладу через кілька годин із-за повного ерозійного-ударного зносу.

2. Методи очищення газу від механічних домішок

Від механічних домішок природний газ очищають в призабійної зоні, на промислі, на лінійній частині, на КС і ГРС.

Прізабійну зону свердловини обладнають фільтрами, що є сталевими трубами з перфорацією. Гравієві фільтри якісніше оберігають колону свердловини від винесення піску, вапняку і інших домішок. На промислі газ очищають від води, конденсату, частинок породи і пилу в наземних сепараторах. На компресорних станціях газопроводу передбачають очищення газу від механічних домішок (твердих і рідких частинок). На ГРС здійснюють остаточне очищення газу перед споживачем.

Промислові пиловловлюючі апарати відповідно до принципів очищення газу розділяють на дві групи: сухого і мокрого відділення пилу. До апаратів сухого відділення пилу відносять:

1) гравітаційні сепаратори (ступінь очищення 70 -- 80 %);

2) циклонні пиловловлювачі (ступінь очищення 85 -- 98 %);

3) фільтри і фильтр-сепараторы (ступінь очищення до 99 %, очищають потік газу від крапель води і конденсату).

Принцип дії апаратів сухого відділення пилу полягає в штучному осадженні пилу під дією сил тяжіння і в результаті зниження швидкості перебігу газу. Пиловловлююча камера є порожнистою або з горизонтальними поличками у внутрішній порожнині прямокутного короба, в нижній частині якого є отвір або бункер для збору порошин. Швидкість газу в камерах складає 0,2-1,5 м/с, гідравлічний опір 50-150 Па. Пиловловлюючі камери придатні для уловлювання крупних частинок розміром не менше 50 мкм. Ступінь очищення газу в камерах не перевищує 40-50%. В інерційних пиловловлювачах для зміни напряму руху газів встановлюють перегородки. При цьому разом з силою тяжіння діють і сили інерції. Пилові частинки, прагнучи зберегти напрям руху після зміни напряму руху потоку газів, осідають в бункері. Газ в інерційному апараті поступає із швидкістю 5-15 м/с. Ці апарати відрізняються від звичайних пилоосаджувальних камер великим опором і високим ступенем очищення газу.

Промислові очисні апарати працюють, використовуючи властивості випадіння суспензії під дією сили тяжіння при зменшенні швидкості потоку газу або використовують дію відцентрових сил при спеціальній закрутці потоку. Тому промислові апарати очищення поділяються на гравітаційні і циклонні. Гравітаційні апарати бувають вертикальні і горизонтальні. Вертикальні гравітаційні апарати рекомендуються для сепарації газів, що містять тверді частинки і важкі смолисті фракції, так як вони мають кращі умови очищення і дренажу. Вертикальні сепаратори виготовляють діаметром 400-1650мм, горизонтальні - діаметром 400-1500мм при максимальному тиску 16 МПа. При оптимальної швидкості, ефективність сепарації складає до 80%.

При очищенні газів від частинок пороши і для переробки газоподібних відходів з метою витягання з них корисних компонентів або їх знешкодження успішно застосовуються методи і устаткування, засновані на принципах мокрого пиловловлювання. У промисловості використовують мокрі пиловловлювачі (промивачі) краплинного, плівкового і барботажного типів. Конструктивно апарати можуть бути порожнистими, тарелічатими, механічної і ударно-інерційної дії (ротоклони), а також швидкісного типу (труби Вентурі і інші інжектори). Необхідно прагнути до створення мокрих промивачів з мінімальним гідравлічним опором, працездатних при низьких витратах води.

При об'ємно-рідинному способі потік запиленого газу пропускають через певний об'єм рідини. Для цієї мети використовують пінні пиловловлювачі з провальними тарілками або тарільчаті скруббери, ефективність яких може досягати 90-95%. Уловлювання пилу плівками рідини характеризується тим, що контакт газу і рідини відбувається на межі двох середовищ без перемішування. Захоплення (власне уловлювання) твердих частинок тонкими плівками рідини відбувається на поверхнях конструктивних елементів. До цієї групи пристроїв відносяться скруббери з насадкою, мокрі циклони, ротоклони. Уловлювання пилу розпиленої рідиною полягає в тому, що зрошуюча рідина вводиться в запилений об'єм (потік) газу в розпиленої або дисперсному вигляді.

До апаратів мокрого відділення пилу відносять масляні пиловловлювачі, в яких очищення газу відбувається за допомогою промивки газу рідиною. Такі пиловловлювачі разом з циклонними знайшли широке застосування в газовій промисловості. Гідність вертикальних масляних пиловловлювачів -- високий ступінь очищення газу (97 -- 98 %). Недоліки -- велика металоємність, великий гідравлічний опір (0,35-0,5 бара), втрати промивальної рідини - солярового масла.

3. Конструкції пиловловлювачів

Вертикальний масляний пиловловлювач набув широкого поширення на КС і ГРС. В даний час промисловість випускає типоразмери пиловловлювачів.

Вертикальним масляним пиловловлювачем є вертикальна судина, яка розділена на чотири секції, що виконують різні функції при очищенні газу. Нижню секцію, яка служить збіркою шламу, заповнюють маслом; секція контактних трубок служить для промивки газу; циліндрова частина до поперечної напівперегородки -- осаджувальна камера; жалюзійна секція, що складається із зигзагоподібних грат, що виконуєють роль сепаратора для відділення рідини з мікрочастками пилу. На рис. 1 показаний вертикальний масляний пиловловлювач. У пилоочисну установку входить також маслогосподарство: акумулятор масла і відстійники з обв'язуванням.

Рис. 1 Принцип дії вертикального масляного пиловловлювача: 1 - сепараторний пристрій; 2 - вихідний патрубок; 3, 4, 5 - контактні і дренажні трубки; 6 - люк; 7 - вхідний патрубок; 8 - відбійний козирок



Таблиця 1 Технічні характеристики масляних пилоуловлювачей

Діаметр,мм	400	500	600	1000	1200	1400	1600	2400
Висота,мм	5100	5350	5550	5950	6300	6650	7000	8800
Площа перетину, м2	0,126	0,196	0,282	0,785	1,132	1,535	2,04	4,52
Число контактних трубок, шт	5	6	9	26	41	49	57	127
Дренажні трубки осад-жувальної секції, шт	2	2	3	5	7	8	9	20
Дренажних трубки відбійної секції, шт	2	2	2	3	5	6	6	23
Число відбійників, шт	13	24	32	75	85	105	125	175
Довжина відбійної насадки, мм	360	430	510	925	1135	1340	1532	2370
Ширина відбійної насадки, мм	148	222	296	333	333	333	333	333
Товщина стінки при 5,5 МПа, мм	12	15	18	28	33	40	44	46
Товщина стінки при 6,4 МПа, мм	15	18	20	32	40	45	52	-
Маса при 5,5 МПа, т	1,06	1,52	2,1	5,84	8,5	12,2	15,9	30
Маса при 6,4 МПа, т	1,2	1,72	2,27	6,45	9,8	13,4	18,92	-

Пропускна здатність вертикальних масляних пиловловлювачів при заданому тиску обмежується швидкістю потоку газу в контактних трубках, яка не повинна перевищувати 1-3 м/с. Перевага вертикального масляного пиловловлювача порівняно з горизонтальним пиловловлювачем полягає в високому ступені очищення (загальний коефіцієнт очищення досягає 97-98%).

Гравітаційні сепаратори можуть бути вертикальними і горизонтальними. Вони працюють за принципом випадання суспензії під дією сили тяжіння при зменшенні швидкості потоку газу.

Вертикальні гравітаційні апарати мають кращі умови очищення, чим горизонтальні, рекомендуються для сепарації газів, що містять тверді частинки і важкі смолянисті фракції. Схема гравітаційного односекционного сепаратора представлена на рис.



Рис. 2 Схема односекційного сепаратора гравітаційного типу 1 - виходний патрубок; 2 - входний патрубок; 3 - люк; 4 - патубок для продувки сепаратора

При виборі пиловловлювача оцінюють допустиму швидкість У вільному перетині по формулі

щ = [4·g·d·(сч - сг) / (3·сг·k)]0,5 (37)

де d- діаметр сепаратора, м (d=400-1650 мм);

сч ; сг - щільність матеріалу часток і газу, кг / м3;

k - коефіціент опіру середи, при малих значеннях числа Re приймають k=24/Re;

g - прискорення вільного падіння.

Досвід експлуатації показав, що оптимальна швидкість газу що повинна бути що<0,1 м/с при тисках 6 МПа. При перерахуванні швидкостей користаються залежністю

щ1 = щ2 (р1 / р2)0,5 .



Циклонні очищувачі - найбільш поширені пиловловлюючі агрегати, які широко використовуються для відділення пилу від газів і повітря . Циклони-пиловловлювачі застосовуються в газонафтової галузі, на підприємствах чорної і кольорової металургії, хімічній, деревообробній промисловості, при виробництві будівельних матеріалів, в енергетиці.

При невеликих капітальних і експлуатаційних витратах, циклони забезпечують очищення газів ефективністю 80-95% від частинок пилу розміром більше 10 мкм. Циклонні пиловловлювачі є надійними пристроями очищення, оскільки в їх конструкції немає складного механічного устаткування, а сепарація пилових частинок здійснюється під впливом відцентрової сили. Циклони вибирають залежно від:

- об'єму газів, необхідного для очищування;

- розміру частинок домішок;

- необхідному ступеню очищення;

- умов виводу газів, яки очищені -

і виготовляють до кліматичних умов: У1-4 і УХЛ4 по ГОСТ 15150-69. Переваги пропонованих пиловловлюючих агрегатів:

- ефективне очищення транспортуємих газів;

- економія енергії на підігрів газів;

- локалізація відходів в бункер-накопичувач (пороши і ін.).

Розрізняють циклони великої продуктивності, і циклони високої ефективності. Циклони великої продуктивності мають великий діаметр і забезпечують очищення значних кількостей повітря. Циклони високої ефективності враховують особливості уловлюваного пилу і мають порівняно невеликий діаметр (до 500-600мм). Дуже часто циклони встановлюють групою, сполучаючи паралельно по повітрю. Таким чином, виходять батарейні циклони, вживані для того, щоб підвищити пропускну спроможність установки і зберегти високу продуктивність. Залежно від продуктивності циклони можна встановлювати поодинці (одиночного виконання) або об'єднувати в групи з двох, чотири, шести або восьми циклонів (групового виконання).

Конструктивна особливість батарейних циклонів полягає в тому, що закручування газового потоку і уловлювання пороши в них забезпечується розміщеними в корпусі пиловловлюючого агрегату, циклонними елементами.

Циклон це інерційний пиловловлювач, в якому виділення частинок з газового середовища відбувається в основному під впливом відцентрової сили, що виникає при обертанні газового потоку в корпусі апарату. Запилений газ входить в циклон через тангенціальний патрубок і, набуваючи обертального руху, опускається гвинтоподібно вниз уздовж внутрішніх стінок циліндра і конуса. Невелика частина цього потоку, в якому сконцентровані пилові частинки, рухається в безпосередній близькості від стінок циклону і поступає через пиловідвідний отвір в пилозбірний бункер, де відбувається осадження і накопичення пилових частинок (див. рис. 33).

У центральній зоні циклону, газовий потік, звільнений від пилу, піднімається гвинтоподібно вгору і віддаляється через вихлопну трубу назовні.

Унаслідок обертального руху газового потоку в центральній зоні циклону (у конусі, вихлопній трубі і пилозбірном бункері) спостерігається понижений тиск. Пилозбірні бункери є невід'ємною частиною циклонів як при одиночній, так і при груповій їх установці. Істотний вплив на якість очищення природних газів надає їх влагосодержание. Тому ефективність роботи циклонних пиловловлювачів в умовах підвищеного вмісту вологи і конденсату погіршується із-за осадження липкої маси (пил і конденсат) в прохідних перетинах апаратів.

При проектуванні нетипової конструкції пило збірного бункера необхідно враховувати наступне:

- місткість бункерів повинна бути розрахована з урахуванням кількості годин роботи установок протягом доби;

- бічні стінки бункера повинні відхилятись від кромки пиловідвідного отвору не менше чим на два діаметр останнього;

- пиловідвідний отвір конуса циклону повинен бути втоплений нижче за верхнє плато бункера приблизно на одну третину свого діаметру. Патрубок між конусом циклону і бункером, який іноді застосовувався в циклонах старого типу, встановлювати не слід;

- фланцеві з'єднання, оглядові лази і затвори повинні бути герметичними.

У вихлопній трубі циклону відбувається інтенсивне обертання повітряного потоку, яке необхідно враховувати при проектуванні як одиночних, так і групових установок циклонів. Діаметр вихлопної шахти слід приймати по діаметру вихлопної труби циклону для уникнення різкого збільшення гідравлічних втрат.

При установці цих циклонів необхідно враховувати наступне:

1) циклон ЦН-15, що має при рівних гідравлічних втратах і продуктивності декілька менші габаритні розміри, можна застосувати в тих випадках, коли при строго обмежених габаритах приміщення не можна розмістити циклони ЦН-11;

2) циклон ЦН-15У можна застосовувати, коли до ступеня очищення не пред'являються високі вимоги, а габаритні розміри циклону повинні бути мінімальними;

3) циклон ЦН-24 може застосовуватися тільки при знижених вимогах до очищення, наприклад, коли він використовується як попередній ступінь очищення;

4) циклон СИОТ за інших рівних умов має меншу висоту (0,7), але більший діаметр (1,62) в порівнянні з циклоном ЦН-11, тому займана ним площа приблизно в 2,6 разу більше;

5) циклони ВЦНИИОТ можуть бути рекомендовані в тих випадках, коли є небезпека наростання пороши в конусі циклону або коли не можна здійснити герметизацію пилозбірного бункера. Що є внизу внутрішній зворотний конус закриває центральну зону розрідження в корпусі циклону і усуває підсос за умови установки його на нагнітаючій сторін. Зносостійкість конуса цього циклону значно вища, ніж конусів інших типів циклонів;

6) спірально-конусні циклони СДК-ЦН-33 і СК-ЦН-34 (відносяться до апаратів з високими гідравлічними опорами. Тому вони можуть встановлюватися тільки в тих випадках, коли досягши максимального ступеня очищення величина гідравлічних опорів не лімітується.

При однакових гідравлічних опорах з циклонами ЦН-11 циклони СДК-ЦН-33 і СДК-ЦН-34 забезпечують декілька вищий ступінь очищення, але значно перевищують їх по своїх габаритах. Циклон СДК-ЦН-33 має декілька вищий ступінь очищення, чим циклон СДК-ЦН-34, проте він має велику висоту.

При значній витраті газу рекомендується замість одного великого циклону встановлювати декілька циклонів менших розмірів. Не рекомендується застосовувати циклони з діаметром корпусу більше 800-1000 мм.

Циклони ЦН-11 при витраті повітря більше 5500 м3 /годину рекомендується компонувати в групи з чотирьох циклонів. Максимальна продуктивність таких компоновок 22000 м3 /годину.



Рис. 3 Принцип роботи циклону 1 - вхідний патрубок; 2- корпус циклону; 3-конус; 4- пиловідвідний патрубок; 5 -пилевідвідний отвір; 6- пилозбірний бункер; 7 - пилеспускний патрубок; 8 - клапан пилового затвору; 9-ричаг клапану; 10-вихлопна труба, 11-улитка; 12 - вихлопний патрубок

Циклони ЦН-15 призначені для сухого очищення газів. Циклони ЦН-15 пиловловлювачі є найбільш універсальним типом циклонів. Циклони ЦН-15, залежно від вимог що пред'являються до очищення газу, можуть мати або самостійне застосування, або використовуватися як агрегати першого або другого ступенів очищення, у поєднанні з іншими газоочисними агрегатами. Циклони ЦН-15 можуть виготовлятися у вибухобезпечному виконанні (конструктивно передбачені вибухові клапана, і бункер має мінімальні розміри щоб уникнути накопичення небезпечного пилу). Для збільшення служби циклонів допустимо в місцях найбільшого зносу (у нижній частині конуса, у вхідній частині равлика) приварювати додаткові листи із зовнішнього боку стінок циклонів. Циклони діаметром менше 800 мм не рекомендується застосовувати для уловлювання абразивного пилу із-за підвищеного зносу.

Залежно від пропускної спроможності по повітрю (газу) і умов застосування циклони ЦН-15 виготовляються одиночного або групового виконання -- з двох, три, чотири, шести і восьми циклонів. Різновид циклонних пиловловлювачів -- мультициклонні пиловловлювачі, в яких за рахунок зменшення діаметру циклону підвищується якість очищення газу. Закручування потоку газу в них відбувається за допомогою спеціальних направляючих лопаток, закріплених під кутом 25о -- 30° (див. рис.4).

Таблиця 2 Масогабаритні характеристики деяких циклонів ЦН-15

Назва	Продутивність м3/год	Розмір в мм	Вага, кг.
		Д	Ш	H
ЦИКЛОН ЦН 15-ЗОО х ІУП	828-954	692	692	2493	170
ЦИКЛОН ЦН 15-400 хІУП	1450-1691	692	692	3000	260
ЦИКЛОН ЦН 15-450 хІУП	1835-2141	790	790	3333	315
ЦИКЛОН ЦН 15-500 хІУП	2270.2645	790	790	3665	370
ЦИКЛОН ЦН 15-550 хІУП	2740-3200	930	930	4024	435
ЦИКЛОН ЦН 15-600 хІУП	3262-3810	930	930	4382	500
ЦИКЛОН ЦН 15-650 хІУП	3825-4460	1032	1032	4735	575
ЦИКЛОН ЦН 15-700 хІУП	4400-5180	1032	1032	5088	650
ЦИКЛОН ЦН 15-750 хІУП	5100-5950	1115	1115	5396	725
ЦИКЛОН ЦН 15-800 хІУП	5800-6740	1115	1115	5704	800
ЦИКЛОН ЦН 15-900 хІУП	5700-9200	1230	1230	6310	980
ЦИКЛОН ЦН 15-1000 хІУП	7100-11300	1330	1330	6926	1170
ЦИКЛОН ЦН 15-1200 хІУП	10200-16200	1530	1530	8248	1600
ЦИКЛОН ЦН 15-1400 хІУІ	13900-22200	1720	1720	9470	2130

Таблиця 3 Технічні характеристики циклонів ЦН-15

Типорозмір циклону	Площа поперечного перерізу циліндричної частини циклону, м2	Виробництво, м3/год	Робочий об'єм бункеру,м3
		При v=2,5 м/с	При v=4 м/с
ЦН-15-300x1УП	0,07	630	1000	0,17
ЦН-15-400x1УП	0,125	1110	1800	0,17
ЦН-15-500x1УП	0,196	1800	2800	0,21
ЦН-15-600x1УП	0,282	2500	4100	0,33
ЦН-15-700x1УП	0,384	3500	5500	0,47
ЦН-15-800x1УП	0,502	4500	7200	0,56
ЦН-15-900x1УП	0,635	5700	9200	0,64
ЦН-15-1000x1УП	0,785	7100	11300	0,72
ЦН-15-1200x1УП	1,13	10200	16200	1,07
ЦН-15-1400x1УП	1,538	13900	22200	1,42

Рис. 4 Мультіциклоний пилоуловлювач

У зв'язку з неможливістю досягти високого ступеня очищення газу в циклонних пиловловлювачах з'являється необхідність виконувати другий ступінь очищення, для цього використовують фільтр-сепаратори, які встановлюються послідовно після циклонних пиловловлювачів. Робота фільтр-сепаратора здійснюється таким чином: газ після вхідного патрубка за допомогою спеціального козирка прямує на вхід секції, що фільтрує, де відбувається коагуляція рідини і очищення від механічних домішок. Через перфоровані отвори в корпусі елементів, що фільтрують, газ поступає в другу секцію, що фільтрує, -- секцію сепарації. У секції сепарації відбувається остаточне очищення газу від вологи, яка уловлюється за допомогою сітчастих пакетів. Через дренажні патрубки механічні домішки і рідина віддаляються в нижню дренажну збірку і далі в підземні ємності.

Для роботи в зимових умовах фільтр-сепаратор забезпечений електрообігрівачем його нижньої частини, конденсатозбірником і контрольно-вимірювальною апаратурою. В процесі експлуатації відбувається уловлювання механічних домішок на поверхні фильтр-элемента, що приводить до збільшення перепаду тиску на фільтр-сепараторе. Досягши перепаду, рівного 0,04 МПа, фільтр-сепаратор необхідно відключити і провести в нім заміну фільтр-елементів на нові.

Принцип роботи фільтр-сепаратора.

1. Механізм розділення на вході. При вході газу і рідини в кожух фільтр-сепаратора швидкість газу знижується і крупніші краплі рідини осідають на поверхні кожуха за рахунок сили тяжіння і удару. Ця рідина потім дренується в конденсатозбірник.

2. Агломеруючий механізм.Друга стадія розділення відбувається в секції трубчастих пакетів, що фільтрують, з скловолокна. Зосереджені крапельки рідини, які не були виділені в кожусі, переносяться газом до пакету, що фільтрує. За рахунок дифузії і інерційного удару частина крапельок залишається на зовнішній поверхні волокнистого пакету і дренується в конденсатосборник. Ефективність збору частинок залежить від діаметру окремого скловолокна. Чим менше діаметр волокон, тим вище ефективність. Пакети з скловолокна повинні мати низький перепад тиску, високу ефективність збору рідини і достатню міцність корпусу для забезпечення постійної роботи на тривалий період часу.

Потоком газу окремі крапельки рідини зриваються з плівки на внутрішній стороні волокнистого пакету і несуться в краплевідбійник.

3. Механізм краплевідбійника.Третій відсік сепарації фільтр-сепаратора служить для видалення рідини в краплевідбійнику, який складається з численних дефлекторів.

Система краплеуловлювачів є ряд жалюзі певної форми. Газ в краплевідбійнику розділяється на потоки з постійно змінними напрямами, викликаючи турбулентність потоку газу. Краплі рідини ударяються об поверхню жалюзі і залишаються на них. Потім рідина поступає в кишені пакету і дренується за рахунок сили тяжіння в конденсатозбірник. Краплевідбійник видаляє крапельки рідини розмірами від 8--10 мкм і більш.

Розглянемо систему очищення технологічного газу компресорної станції. На компресорній станції встановлено шість вертикальних мультициклонных скруберів і шість горизонтальних фильтр-сепараторів.

Скрубер містить відокремлюючу секцію, що складається з 43-х циклонних труб діаметром 150 мм. Робота скрубера здійснюється таким чином: природний газ через вхідний патрубок і вхідну камеру поступає в циклонні трубки, проходячи в два прорізи кожної трубки, газу прискорюється і набуває обертальний рух. Рідкі і тверді частинки відкидаються до зовнішньої стінки циклонного елементу і під дією сили тяжіння скидаються в накопичувальну камеру. Очищений газ по центральних трубах висхідним потоком прямує у вихідну камеру скрубера і далі через вихідний патрубок -- на вихід в нагнітач.

Трубні пучки розраховані таким чином, що через кожну трубу проходить однакова кількість газу. Падіння тиску в трубах підтримують постійним і якомога нижчим. Дренажні колектори обладнали електричними підігрівачами, які підтримують температуру не нижче +5 °С при експлуатації в зимовий час. Апарат обладнаний люк-лазом діаметром 550 мм з швидкодіючим затвором, а також контрольно-вимірювальними приладами: манометром, скляним рівнеміром для візуального контролю рівня рідини і сигналізатором високого рівня.

Фільтр-сепаратор має батарею з 60 (зовнішній діаметр 124 мм, довжина 1795 мм) знімних елементів з скловолокна, що фільтрують, за якими встановлюють знімний внутрішній вологовіддільник лопатевого типу (краплевідбійник). Щільність скловолокна елементів, що фільтрують, -- 0,1 г/см3. Діаметр волокон порядка 10 мкм. Перепад тиску при чистому фільтрі і нормальному дебіті складає 12,5 кПа. При перепаді від 50 до 80 кПа потрібна заміна елементів, що фільтрують. Апарат також обладнаний люк-лазом, підігрівом дренажних колекторів і контрольно-вимірювальними приладами: манометром, вимірником диференціального тиску, двома скляними рівнемірами рідини, двома сигналізаторами високого рівня.

Розглянемо систему очищення в цілому. Вона складається з 6 установок, кожна з яких має один скрубер і один фільтр-сепаратор, сполучені послідовно. Кожна установка має наступні дані:

Номінальна продуктивність 20 * 106 м3/добу

Робочий діапазон тиску 51/60,8 бар надлишкових

Робочий діапазон температур............ 15/45 °С

Температура навколишнього повітря .....60/+30 °С

Допустимі забруднення газу після очищення:

0,5 % твердих частинок і рідких крапельок з розміром від 0,5 до 5 мкм;

100 % всіх твердих частинок і рідких крапельок з розміром менше 0,5 мкм. Система збору дренажу складається з трьох підземних ємностей, обладнаних пневматичними реле рівня, які управляють клапанами в блоці редукування, і електричними реле рівня, які видають сигнали тривоги. Якщо в якійсь підземній ємності рівень рідини перевищить допустимий, спрацює пневматичне реле. Відкриється клапан на відповідному трубопроводі і рідина під дією тиску газу перекачається в ємність збору конденсату.



4. Методика технологічного розрахунку масляного вертикального пиловловлювача

Розраховують секундну витрату газа по формулі

де Q -- добова продуктивність газопроводу, м3/добу; рст -тиск за стандартних умов, рівний 0,1033 МПа; Тст - температура за стандартних умов, дорівнює 293 К; рраб, Траб -тиск і температура за робочих умов.

1. Визначають по табл. 9 допустимі швидкості газу: WК -- в контактних трубках, WО -- у вільному перетині, WЖ - набігання на жалюзі.

Таблиця 4 Допустимі швидкості газу

Рраб, МПа	1	2	3	4	5	6	7
WК , м/с	3,35	2,35	1,95	1,68	1,5	1,38	1,27
WО , м/с	1,12	0,79	0,65	0,56	0,5	0,46	0,43
WЖ , м/с	0,65	0,45	0,37	0,34	0,28	0,26	0,24

Обчислюють загальну потрібну площу групи пиловловлювачів для очищення прийнятої кількості газу

4. Встановлюють число пиловловлювачів

no=F/fп



де fп -- площа поперечного перетину одного пиловловлювача, визначається по таблиці 6.

Загальне число пиловловлювачів не повинне бути менше двох, тому розраховують, як правило, три варіанти значення nо при разных fп. У разі отримання дробового числа округляють у велику сторону до цілого числа n.

5. По кожному варіанту визначають витрати металу

G = g' · n

де g' -- маса одного пиловловлювача, визначається по таблиці.

6. Розраховують дійсне газове навантаження

При цьому необхідно виходити з наступного: при відключенні одного з пиловловлювачів допускається перевантаження тих, що залишилися в роботі не більше ніж на 33 %.

7. Визначають дійсну швидкість газу: у контактних трубках

Wk = qп / Уfk

де Уfk - сумарна площа поперечного перетину контактних трубок, визначувана по формулі



dk - діаметр контактних труоок, рівний 89 мм;

nk - число контактных трубок, визначається по таблиці 6.

у осаджувальної секції

Wо = qп / fо

де fо -- площа вільного поперечного перетину осаджувальної секції, визначувана по формулі

fо = fп - Уfд

тут Уfд-- сумарна площа, займана дренажними трубками в осаджувальної секції

Уfд = 0,785·dд2·nд

dд - діаметр дренажних трубок, рівний 89 мм;

nд - число дренажних трубок, визначається по таблиці 6.

Якщо дійсні швидкості в контактних трубках і осадительной секції в межах допустимих, то пиловловлювач вибраний правильно.

Гідравлічний розрахунок пиловловлювача.

Гідравлічний розрахунок пиловловлювача полягає в визначенні місцевих опорів в пиловловлювачі по формулі

h=h1 + h2+h3 + h4 +h5+h6

де втрати: h1 -- при раптовому розширенні газу на вході; h2 -- при раптовому звуженні газу на вході в контактні трубки; h3 -- в контактних трубках; h3 -- при раптовому розширенні газу на виході з контактних трубок; h5-- в жалюзійному апараті; h6-- та виході газу з пиловловлювача при раптовому звуженні.

Втрати при раптовому розширенні і звуженні газу (h1, h2, h4, h6) визначають по формулі

hі = оi · с ? W2i / 2

де с -- густина газу на даній ділянці; Wi -- швидкість газу на даній ділянці; оi -- коефіцієнт місцевих опорів, визначуваний по таблиці 10.

Таблиця 5 Коефіціенти місцевих опорів

Вид опору	Коефіціент опору
Раптове розширення газу на вході	0,25 - 0,35
Раптове звуження газу на вході в контактні трубки	0,53
Раптове розширення газу на виході зконтактних трубок	1
Раптове звуження газу на виході з пиловловлювача	0,5

Втрати в контактних трубках розраховують по формулі

h3 = [л?(W'o - W"0)2 ·L/ d]·[с' -(с' -с")·W"o / (W'о + W"o)]

де л -- коефіцієнт гідравлічного опору, орієнтування рівний 0,0089;

W'о , W"o-- відповідно приведена швидкість рідини і газу;

L -- довжина трубок;

d -- діаметр трубок;

с', с" -- відповідно щільність рідини і газу в робочих умовах.

Втрати в жалюзійному апараті обчислюють за формулою

h5 = о·с·W2ж·L / (2·F2а·m)



Коефіцієнт о визначається залежно від числа Рейнольдса, визначуваного по формулі

Re = Wж·dэ·с /(з·Fа)

де dэ = 4·m -- еквівалентний діаметр жалюзійного сепаратора;

m = Fc / П- гідравлічний радіус жалюзійного сепаратора;

П - периметр канала;

Fc= Н ? а -- площа живого перетину сепаратора;

Wж -- швидкість набігання газу на елементи жалюзійного сепаратора;

з --коефіцієнт динамічної в'язкісті газу, дорівнює 10,2 * 10~7 Па * с;

Н -- висота жалюзійного сепаратора;

Fа -- коефіцієнт живого перетину сепаратора, визначається по формулі

Fа = б / (б+в)

б - ширина зазору між жалюзі;

в -- товщина листа жалюзі.

Размещено на Allbest.ru

...