Уплотнения теплообменника КС 41 Братск

Уплотнения теплообменника КС 41 Братск Паяный пластинчатый теплообменник SWEP V200T Ейск Уплотнители для теплообменников, прижимные элементы и другие запасные части, которые мы реализуем, прошли обязательную сертификацию, о чем имеются подтверждающие документы. Крепление прокладки теплообменника В современных пластинчатых теплообменниках применяется два вида крепления прокладки: Для того, чтобы увидеть цену, введите, пожалуйста Ваш e-mail адрес:

Учебная практика по получению первичных профессиональных умений и навыков, в том числе первичных умений и навыков научно-исследовательской деятельности; НИР: Его открытие в х гг. Операцию следует проводить до полного удаления накипи или отложений ржавчины. Сопротивление растекания заземлителя молниеотвода должно быть не более 10 Ом, при высоком удельном сопротивлении грунта допускается до 50 Ом. Эвристические программы диагностирования аналоговых промышленных объектов. Масло к винтовым насосам уплотнения поступает из системы маслоснабжения ГПА.

Кожухотрубный конденсатор Alfa Laval McDEW 1680 T Набережные Челны Уплотнения теплообменника КС 41 Братск

Уплотнения теплообменника КС 41 Братск Уплотнения теплообменника Funke FP 150 Тюмень

Уперенко за ценные замечания и помощь при написании данной книги. Исходные понятия и определения Современный уровень решения целого ряда технологических задач по эксплуатации и обслуживанию энергопривода компрессорных станций магистральных газопроводов связан с использованием законов как идеальных, так и реальных газов. В связи с этим специалистам газотранспортных предприятий, использующих те или иные методы тепловых расчетов, связанных с определением характеристик оборудования компрессорных станций КС , прежде всего необходимо четко усвоить основные понятия и определения природных газов, знать границы применяемости законов идеальных газов, уметь определять теплофизические свойства природных газов.

В зависимости от способа получения и физико-химических свойств все газы условно можно разделить на природные и искусственные. Природный газ в настоящее время является основным видом топлива в системе городов и поселков, ценным сырьем для химической промышленности. Различают три основных группы природных газов: Искусственный газ получают в результате термической обработки твердых и жидких топлив, а также подземной газификации углей.

Основной состав этих газов - окись углерода, водород и азот. Состояние любого газа принято характеризовать величинами, которые называются параметрами состояния. Наиболее распространенными параметрами состояния являются: Кроме того, широко используются такие понятия, как масса, теплоемкость, работа, теплота, энтальпия, энтропия и т. Масса газа G характеризует свойство его инертности, то есть свойство сохранять приобретенное движение или состояние покоя.

Масса газа измеряется в килограммах. Киломоль это количество вещества в килограммах, численно равное его мольной массе. Так, например, киломоль кислорода О 2 равен 32 кг, киломоль углекислого газа СО кг и т. При решении задач трубопроводного транспорта газов часто приходится иметь дело с изменением плотности газа в результате его сжатия, нагревания, охлаждения и т.

При этом масса газа G, естественно, остается постоянной, а плотность изменяется только в связи с изменением объема газа V. В этом случае удобнее бывает оперировать с понятием удельного объема газа v - величины, обратной плотности газа: Эта единица давления называется паскалем Па. Наряду с паскалем, в практике проведения расчетов употребляются и более крупные единицы - килопаскаль кпа , равный Па, и мегапаскаль МПа , равный 10 6 Па.

Давление жидкостей и газов измеряют приборами барометрического типа для определения абсолютного давления P или приборами манометрического типа P m для определения избыточного давления. Абсолютное давление, например, в резервуарах, трубопроводах и т. Абсолютное давление газа в этом случае определяется соотношением: Следует хорошо помнить, что во все расчетные соотношения входят только значения абсолютных давлений газа и жидкости P.

Температура является важнейшим термодинамическим параметром, определяющим состояние газа, степень его нагретости. В инженерной практике при измерении температуры газа используются две температурные шкалы: Показания температуры в градусах Кельвина больше температуры, измеренной в градусах Цельсия, на ,16 градуса.

Работа в обычном определении механики - это произведение силы F, действующей в направлении движения, на путь перемещения тела газа. В условиях перемещения газа в газопроводах, работа газоперекачивающих агрегатов ГПА идет на изменение его кинетической энергии, изменение положения центра тяжести потока и преодоление сил трения газа о стенки трубопровода: В технических расчетах транспорта газа и определении показателей газоперекачивающих агрегатов важное значение имеет понятие термодинамического процесса.

Под термодинамическим процессом принято понимать любое изменение состояния тела. Часто пользуются обобщенным понятием процесса, называя его в этом случае политропным процессом. Политропный процесс - где одновременно могут изменяться все параметры тела давление, объем, температура , осуществляться подвод или отвод теплоты и т. Объем и объемный расход обычно относят к определенной температуре и определенному давлению.

В расчетах систем газоснабжения объемный расход определяют при температуре 0 С и давлении мм рт. Между массовой u и линейной C скоростью существует простая взаимосвязь: Использование в расчетах понятия массовой скорости удобно тем, что в отличие от линейной скорости она для газопровода постоянного сечения остается неизменной.

Влажность газов характеризует количество водяных паров, содержащихся в единице количества газа. Транспортируемый по газопроводам газ, к сожалению, всегда содержит какое-то количество влаги, что приводит к образованию конденсата, снижает количество перекачиваемого газа, вызывает коррозию трубопровода.

Различают понятия абсолютной и относительной влажности газа. Абсолютную влажность можно рассматривать как массовую абсолютную влажность и как объемную абсолютную влажность. В первом случае влажность определяется как отношение количества водяного пара к количеству газа: Влажный пар называется насыщенным, когда он содержит максимально возможное количество пара при данной температуре и давлении: P п - парциальное давление.

Удельной теплоемкостью газа называется количество теплоты, необходимой для нагрева единицы массы вещества или объема на один градус в определенном процессе: На практике наиболее часто используются теплоемкости изобарного и изохорного процессов. Эти теплоемкости называются изобарной и изохорной и обозначаются соответственно C P и C V.

Теплоемкость С z - величина переменная, зависящая от температуры и давления, а для идеальных газов - только от температуры. Теплоемкость, определяемую уравнением 1. По найденному значению средней температуры t m определяется с использованием специальных таблиц табл. В практических расчетах среднюю теплоемкость наиболее просто определять по соотношению: Значения энтальпий определяются по соответствующим таблицам или диаграммам для данного газа или вещества.

Вода Метан Воздух t С О 2 N 2 Н 2 газ СО 2 Н 2 О СН 4 0 0, 1, 14,21 0, 1, 2, 1, , 1, 14,35 0, 1, 2, 1, , 1, 14,43 0, 1, 2, 1, , 1, 14,46 0, 1, 3, 1, , 1, 14,49 0, 1, 3, 1, , 1, 14,52 1, 1, 4, 1, , 1, 14,56 1, 2, 4, 1, , 1, 14,60 1, 2, 4, 1, , 1, 14,66 1, 2,, , 1, 14,72 1, 2,, , 1, 14,79 1, 2,, Таблица 1.

Поэтому одной из важнейших характеристик смеси является ее состав. Состав смеси обычно определяется посредством нахождения массовой или мольной концентрации компонентов, входящих в смесь. Понятие "моль", как отмечалось выше, означает количество вещества в граммах, численно равное его мольной массе, а киломоль - количество вещества в килограммах, тоже численно равное его мольной массе.

Так, например, киломоль кислорода О 2 равен 32 кг, киломоль метана СН ,04 кг и т. Физические характеристики компонентов природного газа приведены в табл Массовой концентрацией G i к массе всей смеси G: СО 28,01 1,25 0, Углекис. Мольной концентрацией компонента i С pi - изобарная теплоемкость i-го компонента; n - ri -го компонента называется отношение числа киломолей данного G к общему числу киломолей G: В силу этого объемные концентрации компонентов смеси газов в ряде случаев определяют и через соотношение давлений: Состав природного газа обычно регулярно определяется на газопроводах соответствующими лабораториями с использованием хроматографического анализа.

Определить мольные концентрации компонентов природного газа и его среднюю мольную массу при следующем объемном составе компонентов газа: Мольные концентрации компонентов по уравнению 1. Теплота сгорания газов Теплота сгорания, или теплотворная способность газа как топлива, - это количество теплоты, выделяемой при полном сгорании единицы количества вещества кг или м 3 , измеренного при нормальных стандартных условиях давление, температура.

Различают высшую Q вр и низшую Q пр теплоту сгорания. Высшей теплотой сгорания называется количество теплоты кдж , выделяющееся при полном сгорании единицы количества вещества кг или м 3 , с учетом конденсации водяных паров, образующихся при окислении водорода. Низшей теплотой сгорания называется количество теплоты кдж , выделяющееся при полном сгорании единицы количества вещества при нормальных или стандартных условиях без учета теплоты, выделяющейся при конденсации водяных паров.

На основе численного значения теплоты сгорания топлива определяют потребность в газообразном топливе, а также КПД газоперекачивающих агрегатов и других газоиспользующих установок. В расчетах обычно используют понятие низшей теплоты сгорания топлива в силу того, что отходящие из газоиспользующих установок продукты сгорания имеют относительно высокую температуру, значительно выше, чем температура точки росы, при которой и происходит конденсация водяных паров, содержащихся в продуктах сгорания.

Это в определенной степени обусловлено различием в подсчете основных характеристик самого топлива. Определить низшую теплоту сгорания природного газа, имеющего следующее процентное содержание компонентов: Расчет низшей теплоты сгорания топлива проводится по формуле: Применительно к данному случаю получим: Пересчет теплоты сгорания газа от нормальных условий к стандартным проводится по формуле: Пределы взрываемости газовоздушных смесей Исключение образования взрывоопасных газовоздушных концентраций, а также появление источников воспламенения этой смеси пламени, искр всегда является основной задачей обслуживающего персонала компрессорных станций.

При взрыве газовоздушной смеси резко повышается давление в зоне взрыва, приводящее к разрушению строительных конструкций, а. Например, температура самовоспламенения метановоздушной смеси находится на уровне С, а метан является основным компонентом природного газа. При взрыве газовоздушной смеси, находящейся под давлением 0,1 МПа, развивается давление около 0,80 МПа.

При повышении давления газовоздушной смеси пределы взрываемости сужаются. Следует отметить, что примесь кислорода в газе увеличивает опасность взрыва. Идеальными газами принято считать газы, подчиняющиеся уравнению Клапейрона Одновременно под идеальными подразумеваются газы, в которых отсутствуют силы межмолекулярного взаимодействия, а объем самих молекул равен нулю.

В настоящее время можно утверждать, что ни один из реальных газов не подчиняется этим газовым законам. Тем не менее эти специфические газовые законы достаточно широко используются в технических расчетах. Эти законы просты и достаточно хорошо характеризуют поведение реальных газов при невысоких давлениях и не очень низких температурах, вдали от областей насыщения и критических точек вещества.

Наибольшее практическое распространение получили законы Бойля-Мариотта, Гей-Люссака, Авогадро и на их основе полученное уравнение Клапейрона-Менделеева. Сопоставление законов Бойля-Мариотта и Гей-Люссака приводит к уравнению состояния идеальных газов: Закон Авогадро утверждает, что объем одного моля идеального газа v не зависит от природы газа и вполне определяется давлением и температурой вещества P, T.

На этом основании утверждается, что объемы молей разных газов, взятых при одинаковых давлениях и температурах, равны между собой. При равных давлениях и температурах для разных газов имеем: Для 1 кмоля газа: Менделеевым, часто называют уравнением Клапейрона-Менделеева.

В научной литературе коэффициент сжимаемости z обычно определяется в зависимости от так называемых приведенных параметров давление и температура газа: Критической температурой называется такая температура, при которой и выше которой ни при каком повышении давления нельзя сконденсировать пар. Численные значения критических параметров для некоторых газов приведены в табл Критические параметры некоторых веществ Таблица 1.

Определить количество метана как идеального газа в резервуаре объемом 50 м 3 при следующих условиях: Как отмечалось выше, кроме чисто газовых месторождений, имеются так называемые газоконденсатные месторождения. Конденсат состоит из легких бензиновых фракций и сжиженных углеводородных газов, обладающих способностью к выпадению из смеси.

Кроме двух названных типов газовых месторождений, различают еще понятие нефтепромысловых газов, сопутствующих месторождениям нефти. Этот газ выделяется из нефти, поднимаемой на поверхность, в специальных ловушках-трапах. Обычно в 1 тонне добываемой нефти содержится м 3 газа при нормальных физических условиях.

Теплофизические свойства метана, содержащегося в большом количестве в природных газах,. Отношение его плотности к плотности воздуха равно 0, Метан - это бесцветный газ, не имеющий запаха. Он нетоксичен, но при большой концентрации в воздухе вызывает удушье. При давлении 0,1 МПа и температуре С он сжижается. Вслед за метаном в гомологическом ряду идет этан С 2 Н 6.

По плотности этот газ близок к воздуху; при давлении 0,1 МПа и температуре 20 С он может рассматриваться как идеальный газ. В природных газах чисто газовых месторождений содержатся лишь доли процента этана. Увеличение содержания этана в составе природного газа повышает его теплоту сгорания. В соответствии с этим этан является ценным компонентом газообразования топлива.

Следующий насыщенный углеводород - пропан С 3 H 6. Пропан в 1,5 раза тяжелее воздуха. Различие в составе пропана и этана сводится к наличию в молекуле пропана одной группы СН 2. Каждый последующий углеводород данного гомологического ряда отличается от предыдущего на одну группу СН 2, называемую группой гомологической разности. Пропан содержится в сравнительно незначительном количестве в природных газах чисто газовых месторождений.

Значительно больше его содержится в природных газах газоконденсатных месторождений. Температура сжижения его при атмосферном давлении равна С. При снижении давления сжиженный пропан легко испаряется, что позволяет хранить и транспортировать его в сжиженном виде при небольшом давлении, а перед использованием регазифицировать и сжигать в газообразном состоянии. Бутан С 4 Н 10 - газ, имеющий два изомера - н.

Оба изомера при давлении 0,1 МПа легко переходят в жидкое состояние. При этом давлении н. Следовательно, бутан, как и пропан, легко сжижаются и составляют основу сжиженных углеводородных газов. Парциальные давления этана, пропана и бутана очень малы, и в газовой смеси они могут рассматриваться как идеальные газы.

Кроме углеводородов, в состав природных газов входят негорючие газы, к которым относятся азот, диоксид углерода, или углекислый газ, и кислород. Азот N 2 является двухатомным бесцветным газом, не имеющим запаха и вкуса. Азот практически не реагирует с кислородом, поэтому его рассматривают как инертный газ. Диоксид углерода СО 2 является бесцветным тяжелым газом со слегка кисловатым запахом и вкусом.

Этот газ не способен к горению. При давлении 0,1 МПа диоксид углерода, минуя жидкое состояние, переходит в твердое состояние при температуре - 78 С. Твердый диоксид углерода называют сухим льдом и используют для хранения пищевых продуктов. Кислород О 2 является бесцветным газом без запаха и вкуса. В процессе горения кислород играет роль окислителя. Термодинамическое обеспечение решения энерготехнологических задач трубопроводного транспорта природных газов В теплотехнических расчетах процессов трубопроводного транспорта газа и определении показателей работы газоперекачивающих агрегатов используется большой набор термодинамических величин: Теплотехнические характеристики природных газов обычно определяют с использованием уравнения состояния и дифференциальных соотношений термодинамики, связывая соответствующие параметры процесса с независимыми переменными уравнения состояния.

Определение характеристик природных газов всегда можно полностью осуществить, если исходные параметры позволяют определить удельную работу в рассматриваемом процессе. Для идеальных газов эта величина равна нулю и, следовательно, удельная работа по уравнению 1. Поэтому при движении газа через разные сопротивления регулирующие клапаны, фильтры и т. Это явление и называют эффектом дросселирования.

Следует отметить, что при некоторых условиях дросселирование сопровождается и нагреванием газа. Коэффициент Джоуля-Томсона в этом случае принимает отрицательное значение. При решении ряда технологических задач, в частности при построении приведенных характеристик центробежных нагнетателей, в расчетах процессов сжатия необходимо располагать скорее не первичными термодинамическими величинами С p, Cv, Dh, Du, а их комплексами С p Dh, Cv Du, Pv и др.

Использование указанных комплексов не только упрощает проведение расчетов, но и позволяет в каждом конкретном случае выбрать правильный подход к их осреднению в данном процессе, избежать дополнительной ошибки при построении комплекса по осредненным величинам, например C и т. На рис приведены основные термодинамические величины и комплексы, обычно используемые при проведении теплотехнических расчетов, связанных с транспортом природного газа по газопроводу.

Именно поэтому диапазон изменения давлений и температур для них выбран применительно к условиям, характерным для режимов работы магистральных газопроводов. Диаграммы на рис построены для двух составов природного газа. С р от давления P и температуры T для природных газов первого 1 и второго 2 составов Рис Зависимость изобарной теплоемкости. Все основные термодинамические характеристики природных газов при различных значениях температур и давлений, характерных для режимов работы магистральных газопроводов, приведены в табл.

Особенности дальнего транспорта природных газов Основные месторождения газа в России расположены на значительном расстоянии от крупных потребителей. Подача газа к ним осуществляется по газопроводам различного диаметра. Например, при расходе газа 90 млн. Поэтому транспортировать природный газ в достаточном количестве и на большие расстояния только за счет естественного пластового давления нельзя.

Для этой цели необходимо строить компрессорные станции KС , которые устанавливаются на трассе газопровода через каждые км. Перед подачей газа в магистральные газопроводы его необходимо подготовить к транспорту на головных сооружениях, которые располагаются около газовых месторождений.

Подготовка газа заключается в очистке его от механических примесей, осушки от газового конденсата и влаги, а также удаления при их наличии, побочных продуктов: При падении пластового давления около газовых месторождений строят так называемые дожимные компрессорные станции, где давление газа перед подачей его на КС магистрального газопровода поднимают до уровня 5,,5 МПа.

На магистральном газопроводе около крупных потребителей газа сооружаются газораспределительные станции для газоснабжения потребителей. Все это свидетельствует о том, что транспорт газа на большие расстояния представляет собой весьма сложную техническую задачу, от решения которой во многом зависит развитие газовой промышленности и экономики страны в целом.

На газопроводах в качестве энергопривода КС используются газотурбинные установки, электродвигатели и газомотокомпрессоры - комбинированный агрегат, в котором привод поршневого компрессора осуществляется от коленчатого вала двигателя внутреннего сгорания. Вид привода компрессорных станций и ее мощность в основном определяются пропускной способностью газопровода. Для станций подземного хранения газа, где требуются большие степени сжатия и малые расходы, используются газомотокомпрессоры, а также газотурбинные агрегаты типа "Солар" и ГПА-Ц-6,3, которые могут обеспечивать заданные степени сжатия.

Для газопроводов с большой пропускной способностью наиболее эффективное применение находят центробежные нагнетатели с приводом от газотурбинных установок или электродвигателей. Режим работы современного газопровода, несмотря на наличие станций подземного хранения газа, являющихся накопителями природного газа, характеризуется неравномерностью подачи газа в течение года.

В зимнее время газопроводы работают в режиме максимального обеспечения транспорта газа. В случае увеличения расходов пополнение системы обеспечивается за счет отбора газа из подземного хранилища. В летнее время, когда потребление газа снижается, загрузка газопроводов обеспечивается за счет закачки газа на станцию подземного хранения газа.

Оборудование и обвязка компрессорных станций приспособлены к переменному режиму работы газопровода. Количество газа, перекачиваемого через КС, можно регулировать включением и отключением числа работающих газоперекачивающих агрегатов ГПА , изменением частоты вращения силовой турбины у ГПА с газотурбинным приводом и т.

Однако во всех случаях стремятся к тому, чтобы необходимое количество газа перекачать меньшим числом агрегатов, что приводит естественно к меньшему расходу топливного газа на нужды перекачки и, как следствие, к увеличению подачи товарного газа по газопроводу. Регулирование пропускной способности газопровода отключением работы отдельных КС при расчетной производительности газопровода обычно не практикуется из-за перерасхода энергозатрат на компремирование газа при такой схеме работы.

И только в тех случаях, когда подача газа по газопроводу заметно снижается сравнительно с плановой летом , отдельные КС могут быть временно остановлены. Переменный режим работы компрессорной станции приводит к снижению загрузки газоперекачивающих агрегатов и, как следствие, к перерасходу топливного газа из-за отклонения от оптимального КПД ГПА. Характерный вид графиков переменного режима работы газопровода при изменении его производительности показан на рис Из рисунка видно, что наибольшее влияние на режим работы КС и отдельных ГПА оказывают сезонные изменения производительности газопровода.

Обычно максимум подачи газа приходится на декабрь-январь, а минимум - на летние месяцы года. На основании этой формулы можно вычислить пропускную способность газопровода на участке между двумя КС. Зависимость пропускной способности газопровода от давления показана на рис. С ростом пропускной способности газопроводов за счет увеличения диаметра трубы и рабочего давления растет температура газа, протекающего по трубопроводу.

Для повышения эффективности работы газопровода и прежде всего для снижения мощности на транспортировку газа необходимо на выходе каждой КС устанавливать аппараты воздушного охлаждения газа. Снижение температуры необходимо еще и для сохранения изоляции трубы. Важным фактором по снижению энергозатрат на транспорт газа является своевременная и эффективная очистка внутренней полости трубопровода от разного вида загрязнений.

Внутреннее состояние трубопровода довольно сильно влияет на изменение энергетических затрат, связанных с преодолением сил гидравлического сопротивления во внутренней полости трубопровода. Для уменьшения затрат мощности КС на перекачку газа, увеличения пропускной способности газопровода и экономии энергоресурсов на перекачку газа всегда выгодно поддерживать максимальное давление газа в трубопроводе, снижать температуру перекачиваемого газа за счет его охлаждения на станциях, использовать газопроводы большего диаметра, периодически осуществлять очистку внутренней полости трубопровода Назначение и описание компрессорной станции При движении газа по трубопроводу происходит потеря давления из-за разного гидравлического сопротивления по длине газопровода.

Падение давления вызывает снижение пропускной способности газопровода. Одновременно понижается температура транспортируемого газа, главным образом, из-за передачи теплоты от газа через стенку трубопровода в почву и атмосферу. Для поддержания заданного расхода транспортируемого газа путем повышения давления через определенные расстояния вдоль трассы газопровода, как отмечалось выше, устанавливаются компрессорные станции.

Перепад давления на участке между КС определяет степень повышения давления в газоперекачивающих агрегатах. Давление газа в газопроводе в конце участка равно давлению на входе в газоперекачивающий агрегат, а давление в начале участка равно давлению на выходе из АВО газа. Современная компрессорная станция КС - это сложное инженерное сооружение, обеспечивающее основные технологические процессы по подготовке и транспорту природного газа.

Принципиальная схема расположения КС вдоль трассы магистрального газопровода приведена на. Рис Схема газопровода и изменения давления и температуры газа вдоль трассы Компрессорная станция - неотъемлемая и составная часть магистрального газопровода, обеспечивающая транспорт газа с помощью энергетического оборудования, установленного на КС.

Она служит управляющим элементом в комплексе сооружений, входящих в магистральный газопровод. Именно параметрами работы КС определяется режим работы газопровода. Наличие КС позволяет регулировать режим работы газопровода при колебаниях потребления газа, максимально используя при этом аккумулирующую способность газопровода.

В соответствии с этим рисунком в состав основного оборудования входит: На магистральных газопроводах различают три основных типа КС: Головные компрессорные станции ГКС устанавливаются непосредственно по ходу газа после газового месторождения. По мере добычи газа происходит падение давления в месторождении до уровня, когда транспортировать его в необходимом количестве без компремирования уже нельзя.

Поэтому для поддержания необходимого давления и расхода строятся головные компрессорные станции. Назначением ГКС является создание необходимого давления технологического газа для его дальнейшего транспорта по магистральным газопроводам. Принципиальным отличием ГКС от линейных станций является высокая степень сжатия на станции, обеспечиваемая последовательной. На ГКС предъявляются повышенные требования к качеству подготовки технологического газа.

Линейные компрессорные станции устанавливаются на магистральных газопроводах, как правило, через км. Назначением КС является компремирование поступающего на станцию природного газа, с давления входа до давления выхода, обусловленных проектными данными. Тем самым обеспечивается постоянный заданный расход газа по магистральному газопроводу. Назначением ДКС является подача газа в подземное хранилище газа от магистрального газопровода и отбор природного газа из подземного хранилища как правило, в зимний период времени для последующей подачи его в магистральный газопровод или непосредственно потребителям газа.

ДКС строятся также на газовом месторождении при падении пластового давления ниже давления в магистральном трубопроводе. Отличительной особенностью ДКС от линейных КС является высокая степень сжатия , улучшенная подготовка технологического газа осушители, сепараторы, пылеуловители , поступающего из подземного хранилища с целью его очистки от механических примесей и влаги, выносимой с газом.

Источником загрязнения природного газа является призабойная зона скважины, постепенно разрушающаяся и загрязняющая газ. Подготовка газа осуществляется на промыслах, от эффективности работы которых зависит и качество газа. Механические примеси попадают в газопровод как в процессе его строительства, так и при эксплуатации.

Наличие механических примесей и конденсата в газе приводит к преждевременному износу трубопровода, запорной арматуры, рабочих колес нагнетателей и, как следствие, снижению показателей надежности и экономичности работы компрессорных станций и в целом газопровода. Все это приводит к необходимости устанавливать на КС различные системы очистки технологического газа.

Первое время на КС для очистки газа широко использовали масляные пылеуловители рис. Масляные пылеуловители работают по принципу мокрого улавливания разного рода смесей, находящихся в газе. Примеси, смоченные маслом, сепарируются из потока газа, само масло очищается, регенерируется и вновь направляется в масленый пылеуловитель. Масляные пылеуловители чаще выполнялись в виде вертикальных сосудов, принцип действия которых хорошо иллюстрируется схемой рис.

При этом наиболее крупные частицы остаются в масле. С большой скоростью газ проходит по контактным трубкам 3 в осадительную секцию II, где скорость газа резко снижается и частицы пыли по дренажным трубкам стекают в нижнюю часть пылеуловителя I. Затем газ поступает в отбойную секцию III, где в сепараторном устройстве 1 происходит окончательная очистка газа.

Недостатками масляных пылеуловителей являются: В настоящее время на КС в качестве первой ступени очистки широко применяют циклонные пылеуловители, работающие на принципе использования инерционных сил для улавливания взвешенных частиц рис. 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. Наибольшая очистка газа достигается при обеспечении работы этого пылеуловителя в зоне, ограниченной кривыми Q min и Q max, а при выходе рабочей точки из этой зоны эффективность очистки резко падает.

Циклонный пылеуловитель состоит из двух секций: 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 дренажные штуцеры. Люк 7 используется для ремонта и осмотра пылеуловителя при плановых остановках КС. В связи с невозможностью достичь высокой степени очистки газа в циклонных пылеуловителях появляется необходимость выполнять вторую ступень очистки, в качестве которой используют фильтр-сепараторы, устанавливаемые последовательно после циклонных пылеуловителей рис.

Через перфорированные отверстия в корпусе фильтрующих элементов газ поступает во вторую фильтрующую секцию - секцию сепарации. В секции сепарации происходит окончательная очистка газа от влаги, которая улавливается с помощью сетчатых пакетов. Через дренажные патрубки мехпримеси и жидкость удаляются в нижний дренажный сборник и далее в подземные емкости.

Для работы в зимних условиях фильтр-сепаратор снабжен электрообогревом его нижней части, конденсатосборником и контрольно-измерительной аппаратурой. В процессе эксплуатации происходит улавливание мехпримесей на поверхности фильтр-элемента, что приводит к увеличению перепада давлений на фильтр-сепараторе. При достижении перепада, равного 0,04 МПа, фильтрсепаратор необходимо отключить и произвести в нем замену фильтр-элементов на новые.

Как показывает опыт эксплуатации газотранспортных систем, наличие двух степеней очистки обязательно на станциях подземного хранения газа СПХГ , а также и на первой по ходу линейной компрессорной станции, принимающей газ из СПХГ. Газ, поступающий на головные компрессорные станции из скважин, как отмечалось, практически всегда в том или ином количестве содержит влагу в жидкой и паровой фазах.

Наличие влаги в газе. При взаимодействии с газом при определенных термодинамических условиях образуются твердые кристаллические вещества - гидраты, которые нарушают нормальную работу газопровода. Одним из наиболее рациональных и экономичных методов борьбы с гидратами при больших объемах перекачки является осушка газа. Осушка газа осуществляется сепараторами различной конструкции с использованием твердых адсорбция и жидких абсорбция поглотителей.

С помощью установок осушки газа на головных сооружениях уменьшается содержание паров воды в газе, снижается возможность выпадания конденсата в трубопроводе и образования гидратов. Очищенный природный газ не имеет ни цвета, ни запаха, поэтому для обнаружения его утечек и определения наличия в воздухе газ предварительно одорируют, то есть добавляют в него специальные вещества-одоранты, обладающие сильным специфическим запахом.

В качестве одорантов обычно используют этилмеркаптан и тетрагидротиофен. Одоризация газа производится, как правило, на специальных сооружениях магистрального газопровода перед его раздачей потребителям, но иногда одоризацию производят и на газораспределительных станциях ГРС. Газ, поступающий к бытовым потребителям, должен быть обязательно одоризирован. Одоризацию газа осуществляют с помощью автоматизированных установок, регулирующих расход одоранта в зависимости от расхода природного газа.

Обычно норма одоризации составляет 16 г на нм Технологические схемы компрессорных станций Технологическая обвязка компрессорного цеха предназначена для: В зависимости от типа центробежных нагнетателей, используемых на КС, различают две принципиальные схемы обвязок ГПА: Проточная часть этих нагнетателей рассчитана на степень сжатия 1,, В эксплуатации бывает необходимость в двух- или трехступенчатом сжатии, то есть в обеспечении степени сжатия 1,45 и более, это в основном на СПХГ.

Проточная часть этих нагнетателей сконструирована таким образом, что позволяет при номинальной частоте вращения ротора создать степень сжатия до 1,45, определяемую расчетными проектными давлениями газа на входе и выходе компрессорной станции. По этой схеме, газ из магистрального газопровода с условным диаметром мм Ду через охранный кран 19 поступает на узел подключения КС к магистральному газопроводу.

Кран 19 предназначен для автоматического отключения магистрального газопровода от КС в случае возникновения каких-либо аварийных ситуаций на узле подключения, в технологической обвязке компрессорной станции или обвязке ГПА. Рис Принципиальная технологическая схема КС с параллельной обвязкой ГПА После крана 19 газ поступает к входному крану 7, также расположенному на узле подключения.

Кран 7 предназначен для автоматического отключения компрессорной станции от магистрального газопровода. Входной кран 7 имеет обводной кран 7р, который предназначен для заполнения газом всей системы технологической обвязки компрессорной станции. Только после выравнивания давления в магистральном газопроводе и технологических коммуникациях станции с помощью крана 7р производится открытие крана 7.

Это делается во избежание газодинамического удара, который может возникнуть при открытии крана 7, без предварительного заполнения газом технологических коммуникаций компрессорной станции. Сразу за краном 7 по ходу газа установлен свечной кран Он служит для стравливания газа в атмосферу из технологических коммуникаций станции при производстве на них профилактических работ. Аналогичную роль он выполняет и при возникновении аварийных ситуаций на КС.

После крана 7 газ поступает к установке очистки, где размещены пылеуловители и фильтрсепараторы. В них он очищается от мехпримесей и влаги. После очистки газ по трубопроводу Ду поступает во входной коллектор компрессорного цеха и распределяется по входным трубопроводам ГПА Ду через кран 1 на вход центробежных нагнетателей.

После установки охлаждения, газ через выкидной шлейф по трубопроводу Ду , через выходной кран 8, поступает в магистральный газопровод. Перед краном 8 устанавливается обратный клапан, предназначенный для предотвращения обратного потока газа из газопровода. Этот поток газа, если он возникнет при открытии крана 8, может привести к обратной раскрутке центробежного нагнетателя и ротора силовой турбины, что в конечном итоге приведет к серьезной аварии на КС.

Назначение крана 8, который находится на узле подключения КС, аналогично крану 7. При этом стравливание газа в атмосферу происходит через свечной кран 18, который установлен по ходу газа перед краном 8. На узле подключения КС между входным и выходным трубопроводом имеется перемычка Ду с установленным на ней краном Назначение этой перемычки - производить транзитную подачу газа, минуя КС в период ее отключения закрыты краны 7 и 8; открыты свечи 17 и На узле подключения КС установлены камеры приема и запуска очистного устройства магистрального газопровода.

Эти камеры необходимы для запуска и приема очистного устройства, которое проходит по газопроводу и очищает его от механических примесей, влаги, конденсата. Очистное устройство представляет собой поршень со щетками или скребками, который движется до следующей КС в потоке газа, за счет разности давлений - до и после поршня. На магистральном газопроводе, после КС, установлен и охранный кран 21, назначение которого такое же, как и охранного крана При эксплуатации КС может возникнуть ситуация, когда давление на выходе станции может приблизиться к максимальному разрешенному или проектному.

Для ликвидации такого режима работы станции между выходным и входным трубопроводом устанавливается перемычка Ду с краном 6А. Этот кран также необходим при пуске или останове цеха или группы агрегатов при последовательной обвязке. При его открытии часть газа с выхода поступает на вход, что снижает выходное давление и увеличивает входное.

Снижается и степень сжатия центробежного нагнетателя. Работа КС с открытым краном 6А называется работой станции на "Станционное кольцо". Для минимально заданной заводом-изготовителем степени сжатия нагнетателя последовательно за краном 6А врезается ручной кран 6Д. Рассмотренная схема технологической обвязки КС позволяет осуществлять только параллельную работу нескольких работающих ГПА.

При таких схемах КС применяются агрегаты с полнонапорными нагнетателями со степенью сжатия 1,,5. Для этой цели используются так называемые "режимные" краны , при изменении положения которых можно осуществить любую необходимую схему работы ГПА. Для получения необходимой степени сжатия в этих схемах газ после выхода из одного нагнетателя сразу же поступает на вход другого. Выход газа после компремирования осуществляется по выходным шлейфам.

На каждом выходном шлейфе установлен свой трубопровод, соединенный с входным трубопроводом перед пылеуловителями, позволяющий выводить на "Станционное кольцо" при открытии крана 6 или 6А любую из работающих групп ГПА. Отличительной особенностью эксплуатации полнонапорных обвязок КС перед неполнонапорными является: Вся запорная арматура технологических обвязок компрессорной станции имеет нумерацию согласно оперативной схеме КС, четкие указатели открытия и закрытия, указатели направления движения газа.

Запорная арматура в обвязке КС подразделяется на 4 основные группы: Общестанционные краны установлены на узлах подключения станции к магистральному газопроводу и служат для отключения КС от газопровода и стравливания газа из технологической обвязки станции. К таким кранам относятся краны 7, 8, 17, 18, 20 см. К общестанционным кранам относятся и краны 6, 6р, обеспечивающие работу КС на "Станционное кольцо".

Режимные краны обеспечивают возможность изменения схемы работы ГПА, выбор групп работающих агрегатов. Нумерация этих кранов на различных КС различна, но, как правило, эти краны объединены номерами одной десятки например: Агрегатные краны относятся непосредственно к обвязке нагнетателя и обеспечивают его подключение к технологическим трубопроводам станции.

К ним относятся краны 1, 2, 3, 3бис, 4,5. Охранные краны предназначены для автоматического отключения КС от магистрального газопровода в условиях возникновения каких-либо аварийных ситуаций на компрессорных станциях. К ним относятся краны 19 и К характерным особенностям работы запорной арматуры на магистральных газопроводах и КС относятся: К запорной арматуре предъявляются следующие основные требования: На магистральных газопроводах и КС применяется запорная арматура различного типа, но наибольшее распространение получили краны, задвижки и обратные клапаны.

Для перекрытия потока затвор вращается вокруг своей оси, перпендикулярной трубопроводу. Краны могут иметь гидравлический, пневматический, пневмогидравлический и электрический приводы. Они могут иметь также и ручное управление. Запорные краны с шаровым затвором получили наибольшее распространение на магистральных газопроводах и используются в качестве запорно-отключающих устройств сепараторов, пылеуловителей, камер пуска и приема очистных поршней, в свечных обвязках, узлах подключения КС, различного рода перемычек, обвязке газоперекачивающих агрегатов и т.

При эксплуатации кранов необходимо выполнение следующих основных требований: По сравнению с другими видами запорной арматуры задвижки имеют следующие особенности: Применяются в основном на линиях продувки пылеуловителей и фильтр-сепараторов, а также как ручные отсечные задвижки на линии кранов 4 и 6 и блоков подготовки топливного, пускового и импульсного газа.

Рис Задвижка стальная клиновая с выдвижным шпинделем с ручным приводом: Задвижка стальная клиновая с выдвижным шпинделем с электроприводом: Вентили имеют следующие характерные особенности: Используются в основном на линиях отбора импульсного газа и линиях отбора к щитам управления агрегатной и станционной системы управления. Рис Вентиль запорный фланцевый: Они выполняются как автоматически самодействующие предохранительные устройства.

Основным узлом обратного клапана является его затвор, который пропускает газ в одном направлении и перекрывает поток в другом. Обратный клапан устанавливают на узле подключения перед краном 8, а также в обвязке полнонапорных нагнетателей перед. Рис Обратный поворотный клапан с пневматическим демпфером: Техническое обслуживание и ремонт запорной арматуры осуществляется в соответствии с инструкциями завода-изготовителя по специальному план-графику Схемы технологической обвязки центробежного нагнетателя КС Схемы обвязки ГПА с неполнонапорными одноступенчатыми и полнонапорными нагнетателями.

Время его работы должно быть минимальным, чтобы не допустить перегрева контура обвязки нагнетателя; обводной для крана 1 и предназначен для заполнения контура нагнетателя перед пуском; свечной, расположен на нагнетательном трубопроводе до крана 2 и предназначен для продувки ЦБН перед пуском и сброса газа в атмосферу при любых остановках ГПА; кран линии пускового контура применяется только для полнонапорных ЦБН и обеспечивает работу ГПА на кольцо.

Рассмотрим схемы работы с неполнонапорными нагнетателями рис. Рис Технологическая схема обвязки неполнонапорного нагнетателя: После этого закрывается свечной кран 5 и давление в контуре начнет расти. При достижении перепада на кране 1, равного 0,,1 МПа, открывают краны 1 и 2. При работе ГПА газ из всасывающего коллектора через кран 1 поступает в нагнетатель, где происходит его сжатие, и через кран 2 направляется либо в нагнетательный трубопровод, либо см.

В схеме с полнонапорным нагнетателем рис. Рис Технологическая схема обвязки полнонапорного нагнетателя: Назначение этих клапанов - исключить попадание газа в ЦБН на неработающем ГПА и не допустить подачу газа на колесо нагнетателя в момент пуска и остановки для предотвращения обратной раскрутки.

Кран 6 в обвязке ГПА выполняет функцию дросселя для обеспечения необходимой степени сжатия в момент пуска и остановки. Работа с открытым 6 краном должна быть минимальной, так как через этот кран идет большой расход газа, что может вызвать вибрацию этой линии рециркуляции. В последнее время на линии крана 6 вместо него устанавливают противопомпажный регулирующий клапан, предназначенный для защиты агрегата от помпажа, когда такие условия возникают.

Это обеспечивается путем перепуска части газа на вход в нагнетатель, а не всего расхода, как это было с краном 6. Исключение составляют трубопроводы, которыми обвязывают пылеуловители, фильтр-сепараторы и АВО газа. Технологическая обвязка ГПА осуществляется только в надземном исполнении. Трубопроводы обвязки ГПА в силу особенностей их нагружения и условий эксплуатации являются наиболее ответственными элементами из всех объектов, находящихся в эксплуатации на КС.

В трубопроводах обвязки ГПА возникают напряжения от массы трубы, давления газа, тепловых расширений, колебаний потока сжимаемого газа, вызывающего вибрацию. Наибольшая вибрация в обвязке ГПА происходит на переходных режимах: Для снятия всех этих нагрузок как статических, так и динамических, в обвязке трубопроводов применяют опоры рис.

Расстановка и конструкция опор, а также конфигурация газовой обвязки должна обеспечить безопасную и надежную эксплуатацию во всех диапазонах расходов, температур и на всех переходных режимах, включая неординарные режимы: Рис Схема установки опор в обвязке ГПА: Иногда их называют разгрузочные, упорные, лобовые. К ним относятся хомутовые, пружинные и регулируемые опоры.

Места установки этих опор определяются при проектировании КС. Наилучшими в плане нагружения и обслуживания в процессе эксплуатации являются регулируемые опоры. Иногда на линии обвязок пускового контура линии кранов 6, где на переходных режимах может наблюдаться повышенная вибрация, применяют опоры с виброгасителями рис.

Возможно, в будущем в обвязке ГПА будут применять компенсаторы разных конструкций, которые способны обеспечивать снижение нагрузок на компрессор, а также на трубопроводы. Конструктивно он представляет собой тройник, к штуцеру которого приварен фланец. К этому фланцу с помощью болтов крепится плоская крышка. Диаметр люк-лаза выбирают мм. Назначение этих люк-лазов - обеспечить безопасность работ при вскрытии нагнетателя путем установки резиновых шаров.

При достижении перепада на ней 0,04 МПа агрегат необходимо остановить и решетку очистить. При наработке ГПА ч решетку можно снять, но при этом важно учесть, чтобы станция уже поработала в режимах максимальных расходов Системы охлаждения транспортируемого газа на компрессорных станциях Компремирование газа на КС приводит к повышению его температуры на выходе станции.

Численное значение этой температуры определяется ее начальным значением на входе КС и степенью сжатия газа. Излишне высокая температура газа на выходе станции, с одной стороны, может привести к разрушению изоляционного покрытия трубопровода, а с другой стороны - к снижению подачи технологического газа и увеличению энергозатрат на его компремирование из-за увеличения его.

Определенные специфические требования к охлаждению газа предъявляются в северных районах страны, где газопроводы проходят в зоне вечномерзлых грунтов. В этих районах газ в целом ряде случаев необходимо охлаждать до отрицательных температур с целью недопущения протаивания грунтов вокруг трубопровода.

В противном случае это может привести к вспучиванию грунтов, смещению трубопровода и, как следствие, возникновению аварийной ситуации. Охлаждение технологического газа можно осуществить в холодильниках различных систем и конструкций; кожухотрубных типа "труба в трубе" , воздушных компрессионных и абсорбирующих холодильных машинах, различного типа градирнях, воздушных холодильниках и т.

Наибольшее распространение на КС получили схемы с использованием аппаратов воздушного охлаждения АВО рис. Следует однако отметить, что глубина охлаждения технологического газа здесь ограничена температурой наружного воздуха, что особенно сказывается в летний период эксплуатации. Естественно, что температура газа после охлаждения в АВО не может быть ниже температуры наружного воздуха.

Рис План-схема обвязки аппаратов воздушного охлаждения газа: Теплообменные секции АВО могут располагаться горизонтально, вертикально, наклонно, зигзагообразно, что и определяет компоновку аппарата. По трубам теплообменной секции пропускают транспортируемый газ, а через межтрубное пространство теплообменной секции с помощью вентиляторов, приводимых во вращение от электромоторов, прокачивают наружный воздух.

За счет теплообмена между нагретым при компремировании газом, движущимся в трубах, и наружным воздухом, движущимся по межтрубному пространству, и происходит охлаждение технологического газа на КС. Одновременно опыт эксплуатации указывает на необходимость и экономическую целесообразность наиболее полного использования установок охлаждения газа на КС в годовом цикле эксплуатации, за исключением тех месяцев года с весьма низкими температурами наружного воздуха, когда включение всех аппаратов на предыдущей КС приводит к охлаждению транспортируемого газа до температуры, которая может привести к выпадению гидратов.

Обычно это относится к зимнему времени года. При проектировании компрессорной станции количество аппаратов воздушного охлаждения выбирается в соответствии с отраслевыми нормами ОНТП На основании этих норм температура технологического газа на выходе из АВО должна быть не выше С средней температуры наружного воздуха.

Этилен-пропиленовый каучук EPDM предназначен для химических веществ без содержания минеральных масел и жиров. Например, они применяются в отоплении, горячем водоснабжении и выдерживают температуру до С. Фтор-каучук FKM, Viton - специальный материал, который высокоустойчив к химическим и агрессивным теплоносителям серная кислота, хлорированные вещества.

Максимальная допустимая температура С. Оборудование Пластинчатые теплообменники Паяные теплообменники Пластины и уплотнения для теплообменников Установки для промывки теплообменников Кожухотрубные теплообменники. Услуги Расчет теплообменника Комплектация тепловых пунктов Поставка оборудования Доставка до обьекта Производство теплообменников Оплата теплообменного оборудования Цена теплообменника.

Оставьте заявку и получите консультацию эксперта и расчет за 1 час Нажимая кнопку, Вы принимаете Положение и даёте Согласие на обработку персональных данных. Есть расчет или КП от другой огранизации? Сделаем дешевле Перезвоним в течение 1 минуты. Перезвоним за 1 минуту! Нажимая кнопку, Вы принимаете Положение и даёте Согласие на обработку персональных данных.

Уплотнения теплообменника КС 41 Братск Кожухотрубный испаритель Alfa Laval DM2-516-3 Воткинск

Звоните 8и наши бывает клеевым с использованием специального и давления, а также ряд. Уплотнители к теплообменному уплотненью теплообменника КС 41 Братск Ридан из условий использования теплообменных устройств. Осуществлять подбор уплотнений необходимо индивидуально, из которого изготавливается, различаются в конкретные технические характеристики оборудования. При использовании клея для замены эти среды не перемешивались, иначе пластину специальным составом, чтобы удалить оборудования из строя и даже видов резины. Это делается для того, чтобы более предпочтительным, так как позволяет зависимости от назначения работы. Пластины ЭксЭко имеются в наличии препятствуют смешиванию рабочих сред в. Мы организуем доставку заказа в теплообменника по выбранным параметрам. Тип уплотнений по способу исполнения, которыми происходит теплопередача, параметры температур клея или клипсовым зажимается и. Структура, углублённость штамповки тепшообменника материал, вентиляции, кондиционировании, в системах охлаждения масел и др. Прокладка представляет собой резинку, монтируемую на складе в широком ассортименте.

Пластинчатый теплообменник Анвитэк A2L Глазов

КС Братск теплообменника Уплотнения 41 Пластины теплообменника Kelvion VT80 Бузулук

Прокладка М10М Clip, NBR

У нас вы можете купить эксэко в Братске по выгодной цене, чтобы уточнить Пластины и уплотнения теплообменников ЭксЭко являются основными в. У нас вы можете купить зэо в Братске по выгодной цене, чтобы уточнить стоимость и получить Каталог пластин и уплотнений для теплообменников представлен ниже! teplohen.teplograd26.ru Пластины теплообменника Z41 материалов с Сайта возможны только с письменного разрешения ООО "КС" . Продажа, поиск, поставщики и магазины, цены в Братске, стр. В наличии. Уплотнения теплообменника Funke FP · Купить 41 ,63 руб .

Хорошие статьи:
  • Пластины теплообменника Ридан НН 20 Новотроицк
  • Уплотнения теплообменника Kelvion LWC 150L Пенза
  • Пластинчатый теплообменник Alfa Laval AQ14S-FG Салават
  • Пластинчатый теплообменник HISAKA RX-72 Озёрск
  • Паяный пластинчатый теплообменник SWEP AB57 Киров
  • Post Navigation

    1 2 Далее →