Размещено на http://www.allbest.ru/

Реферат

C целью очистки попутного газа на КНПС - «ПУРПЕ» компании ЗАО «Ванкорнефть» в проекте предлагается в установка газосепаратора. Это позволит удалить большую часть молекул воды присутствующих в попутном газе, а, следовательно, увеличить качество газа используемого в дальнейших технологических процессах на предприятии.

В данном проекте приведены все необходимые технологические и прочностные расчеты, освещены вопросы монтажа и ремонта.

Курсовой проект состоит из расчетно-пояснительной записки и графической части. Включает в себя 67 страниц машинописного текста формата А4, 26 литературных источников. Графическая часть проекта состоит из: 4 листа формата А1.



Оглавление

Введение

1. Технико - экономическое обоснование проекта

1.1 Обзор конструкций сепаратора

1.2 Обоснование выбора конструкции

2. Технологические решения

2.1 Описание технологической схемы производства

2.2 Технологический расчет

2.2.1 Расчет двухфазного газосепаратора

3. Конструкторская часть

3.1 Выбор материала

3.2 Механический расчет

3.2.1 Расчет обечайки, работающей под внутренним избыточным давлением

3.2.2 Расчет эллиптического днища, работающего под внутренним избыточным давлением

3.2.3 Проверка необходимости укрепления отверстий

3.2.4 Укрепление отверстия в эллиптическом днище

3.2.5 Укрепление отверстий на обечайке

3.2.6 Расчет фланцевого соединения

3.2.7 Расчет опор газосепаратора

4. Монтаж, ремонт, техническая эксплуатация

Заключение

Список использованных источников

газосепаратор днище давление обечайка



Введение

Газосепаратор - необходимое устройство для отделения растворенного газа от жидких углеводородов и мельчайших капель. Обычно используются для очистки газа, а также для обеспечения безопасности процессов транспортировки, переработки и утилизации жидкостей.

Помимо этого, газосепараторы широко используются при добыче нефтегазовых продуктов для защиты насосного оборудования от газовых пробок [1].

Технология сепарации в наше время способна обеспечивать до 85% прибыли с одной скважины за счет самой возможности процесса сепарации. Но что же такое сепарация?

Сепарация (лат. separatio -- отделение) -- в технике, различные процессы разделения смешанных объёмов разнородных частиц, смесей, жидкостей разной плотности, эмульсий, твёрдых материалов, твёрдых частиц или капелек в газе [9].

При сепарации не происходит изменения химического состава разделяемых веществ. Сепарация возможна, если присутствуют различия в характеристиках компонентов в смеси: в размерах твёрдых частиц, в их массах, в форме, плотности, коэффициентах трения, прочности, упругости, смачиваемости поверхности, магнитной восприимчивости, электропроводности, радиоактивности и других.

Свойства, отличающие продукты сепарации, не обязательно должны совпадать с признаками, по которым разделяют смесь компонентов в производстве. В самом процессе сепарации принимает участие очень большое количество отдельных мелких частиц, среди которых встречаются частицы с промежуточными свойствами по отношению к необходимыми признаками. Из исходной смеси после промышленных сепараций не могут получиться абсолютно чистые фракции разделяемых компонентов, а лишь продукты с преобладающим их содержанием [9].

1. Технико - экономическое обоснование проекта

1.1 Обзор конструкций сепаратора

Двухфазный сепаратор - самое простое оборудование (из разрешенных к применению) для отделения газовой фазы от жидкой. Сепараторы бывают горизонтальными и вертикальными.

По характеру действующих сил сепараторы делятся на:

1. Гравитационные, разделение фаз в которых происходит за счет разности плотностей жидкости газа или твердых частиц газа.

2. Насадочные сепараторы, в которых фазы разделяются за счет сил тяжести и инерции.

3. Центробежные, разделение в которых происходит за счет центробежных и инерционных сил.

По форме и положению в пространстве сепараторы делятся на: цилиндрические горизонтальные с одной или двумя емкостями; цилиндрические вертикальные; сферические.

Существует множество сепараторов различных конструкций, но все они, как правило, состоят из следующих секций [18].

Основная сепарационная секция. Предназначается для отделения основной части жидкости (нефти, газового конденсата, воды) от входящего газожидкостного потока. Для обеспечения высокоэффективной предварительной сепарации и равномерного распределения потока по сечению аппарата применяют конструктивные устройства:

· тангенциальный ввод потока, при котором жидкость под действием центробежной силы отбрасывается к стенке сосуда и стекает по ней, а газ распределяется по сечению аппарата и выводится;

· отражательные устройства (пластины прямоугольной или круглой формы, полусферы), устанавливаемые на входе в сепаратор;

· встроенный циклон, устанавливаемый на входе в горизонталь-ный сепаратор;

· конструкции, позволяющие осуществить раздельный ввод газа и жидкости в сепаратор [15].

Осадительная секция. В этой секции в газонефтяных сепараторах происходит дополнительное выделение пузырьков газа из жидкости. В газовых сепараторах жидкость в данной секции отделяется под действием гравитационных сил, а газ движется в сосуде с относительно низкой скоростью. В газовых сепараторах некоторых конструкций для снижения турбулентности применяют различные устройства -- пластины, цилиндрические и полуцилиндрические поверхности [15].

Секция сбора жидкости. Служит для сбора жидкости, из которой почти полностью в предыдущих секциях выделился газ при температуре и давлении в сепараторе. Однако некоторое количество газа в ней имеется. Для сепараторов объем данной секции выбирают так, чтобы он позволил удержать отсепарированную жидкость в течение времени, необходимого для выхода пузырька газа на поверхность и вторичного попадания в газовый поток [15].

Секция каплеулавливания. Предназначена для улавливания частиц жидкости в уходящем из сепаратора газе. Секция состоит обычно из отбойных устройств (насадок) различного вида -- керамических колец, жалюзи, пакетов из плетеной проволочной сетки и т. д. Крите-рием эффективности отделения капельной жидкости от газа является величина удельного уноса жидкости, которая должна находиться в пределах от 10 до 50 мг/м³ газа.

Эффективность работы отбойных насадок зависит от нескольких факторов, основными из которых являются: допустимая скорость набегания газа, определенное количество жидкости, поступающей с газом, равномерная загрузка насадки по площади ее поперечного сечения.

Кроме функций, выполняемых описанными секциями, в кон-струкциях сепараторов должны предусматриваться элементы, пре-дотвращающие образование пены и гасящие ее, а также снижающие вредное влияние пульсации газожидкостного потока на сепарацию жидкости и газа [15].

Внутрикорпусные устройства сепараторов

Эффективность сепарации зависит от внутреннего устройства сепаратора. Следует отметить, что многие устройства, позволяющие значительно улучшить эффективность сепарации являются запатентованными. Многие поставщики в настоящее время предлагают свои специальные высокоэффективные внутрикорпусные устройства. В данном пособии будут рассмотрены основные типы внутрикорпускных устройств, эффективность их применения, а также возможные недостатки и осложнения, связанные с их установкой [19].

Как уже было показано ранее, входные перегородки устанавливаются на входе в сепаратор; на них происходит резкое изменение импульса и направления движения многофазного потока. Входная перегородка может представлять собой плоскую пластину, швеллер из конструкционной стали, сферическую тарелку или конус, рисунок 1.1.

Последние два варианта создают меньше помех, чем пластины или угловые профили, их использование снижает возможность возникновения проблем повторного уноса жидкости и образования эмульсий [19].

Рисунок 1.1 Входная перегородка

Также получили распространение центробежные входные устройства. В частности компания Kvaerner Process Systems разработала двухцилиндровое входное устройство. При использовании данного оборудования происходит снижение образования пены и улучшение распределения подаваемого флюида. Центробежные устройства могут быть установлены на входном патрубке горизонтального или вертикального резервуара и могут быть особенно действенны для улучшения пропускной способности газа через сепараторы для нефти с высоким газовым фактором, рисунок 1.2 [19].

Рисунок 1.2 Центробежное входное устройство

Волнорезы представляют собой вертикальные перегородки, установленные в горизонтальных аппаратах перпендикулярно потоку, для увеличения разрыва между газом и жидкостью.

Пеногаситель. Образование пены в газовой фазе может привести к избыточному уносу жидкости в газовую фазу. Существует набивочный материал, который может быть помещен на пути выхода газовой фазы. Он ограничивает поток и создает дополнительную площадь поверхности, что способствуют распаду пены.

Каплеотбойники устанавливают для удаления мелких капелек жидкостного тумана из газа и сокращения уноса жидкости в отходящий газ. На сегодняшний день наибольшее применение получили сетчатые и лопастные каплеотбойники [19].

В лопастном каплеотбойнике рисунок 1.3 газ проходит ламинарным потоком через параллельные пластины, которые изменяют своё направление.

Рисунок 1.3 Лопастной каплеотбойник

Кинетическая энергия жидкостного тумана меняется, вызывая столкновение и слияние капель на стенках лопастей. Жидкость стекает по стенкам и собирается в нижней части ёмкости. Лопастные сепараторы являются высоко эффективными внутрикорпусными устройствами и менее подвержены засорению по сравнению с сетчатыми каплеотбойниками [19].

Сетчатые каплеуловители изготавливаются из сетки обычно 0.05-0.5 мм в диаметре, рисунок 1.4. При использовании устройств подобного рода, особое внимание следует уделить скорости прохождения газа. Слишком маленькая скорость не позволит каплям жидкости сталкиваться и сливаться, а чрезмерная скорость приведет к повторному уносу капель. Сетчатые каплеуловители недорогие, однако, подвержены засорению. В связи с этим они не пригодны для обработки газа, содержащего твердые частицы, тяжелые фракции нефти или парафины. Кроме того, сетчатые каплеуловители эффективно работают только в определенном диапазоне расходов газа.

Рисунок 1.4 Сетчатый каплеуловитель

Обычно, в каплеуловителях лопастного или сетчатого типа достигается 99,9% удаление капель нефти размером до 10 микрон. Западные производители обычно гарантируют уменьшение объема уносимой жидкости в обрабатываемом газе до 12мг/м3. Российские поставщики гарантируют, что объем уносимой жидкости в сепараторах, оборудованных каплеуловительными элементами, не превысит 30мг/м3 [19].

Антизавихрители. Образование завихрений может происходить на выходе из аппарата. Эти завихрения препятствуют процессу сепарации и способствуют уносу газа в выпускное отверстие для жидкости. Образование завихрений можно предотвратить с помощью поддержания соответствующего уровня жидкости выше выпускного штуцера, а также с помощью установки гасителей завихрений. Обычно, требуется минимальный уровень жидкости, равный 2D, для разделения газ/жидкость и 3D для разделения жидкость/жидкость, где D - диаметр выходного штуцера. Несколько типов антизавихрителей представлены ниже, рисунок 1.5.

Рисунок 1.5 Антизавихрители

Следует также особо отметить ряд конструктивных особенностей сепараторов российской конструкции. Они обладают следующими интересными конструктивными особенностями:

· конструкция входной трубы для предварительного дегазирования нефти

· наличием трубы для образования капель, активизирующей их слияние до осаждения

· конструкцией аппаратов, препятствующих уносу газа, устанавливаемых над основным сепаратором.

Требования к конструкции

Грамотно спроектированный газосепаратор должен отвечать следующему ряду требований:

· Рассеивать и контролировать энергию движения газа;

· Уменьшать скорость поступления газа и жидкости, чтобы обеспечить гравитационное разделение на начальной стадии;

· Удерживать жидкость достаточное время для того, чтобы отделить растворенный газ от жидких углеводородов;

· Исключать возможность повторного попадания жидкости;

· Располагать входными и выходными отверстиями необходимой величины для поступления и вывода как газа и жидкости. Располагать предохранительным клапаном, регулятором уровня, датчиками уровня, давления, температуры и спускными патрубками;

· Должен быть снабжен емкостями для накопления жидкости и отделением для осаждения капель.

Типы газосепараторов

В основном производители выпускают газосепараторы двух основных типов: вертикальные и горизонтальные. Однако можно встретить и сферические, которые появились относительно недавно, и которые предназначены для газов среднего давления, содержащих незначительное количество жидкости [14].

Горизонтальный сепаратор

На рисунке 1.6 схематически изображено устройство горизонтального двухфазного сепаратора. Поток флюида поступает в емкость сепаратора и ударяется о входную перегородку, что приводит к резкому снижению импульса потока. Первичное разделение жидкости и газа происходит именно на данной перегородке. Под действием силы тяжести более крупные капли жидкости, унесенные газом, падают на границу раздела фаз.

Рисунок 1.6 Схема устройства горизонтального сепаратора

Жидкость, протекая через емкость, отстаивается в секции сбора жидкости в течение некоторого времени, необходимого для того, чтобы увлеченные жидкостью пузырьки газа успели всплыть на поверхность и присоединиться к основному объему газа. Эта секция также обеспечивает буферный объем в случае наличия пульсаций входного потока. Затем жидкость покидает емкость через клапан регулировки уровня, который управляется уровнемером. Уровнемер регистрирует повышение уровня в емкости и соответственно клапан открывается [14].

Газ, после прохождения через перегородку, течет горизонтально по секции вторичной сепарации над жидкостью. В то время, когда газ протекает через эту секцию, более мелкие капли жидкости, оставшиеся в газе после каплеотбойника, оседают под действием силы тяжести и попадают на границу раздела фаз.

Однако некоторая часть капель жидкости имеет такой маленький диаметр, что они практически не могут осесть за время прохождения газа через секцию гравитационной сепарации. Перед тем, как газ покинет емкость, он проходит через коалесцирующую секцию или каплеотбойник. В этой секции могут применяться металлические сетки, пакеты рифленые пластины, а также другие насадки, которые улавливают мелкие капли жидкости, помогая им коагулировать и, увеличиваясь в размере, падать на границу раздела фаз [14].

Давление в емкости контролируется клапаном регулировки давления, который устанавливается на линии выхода газа. Датчик давления регистрирует отклонение давления в емкости от нормального и подает сигнал на открытие или закрытие клапана. Таким образом, управляя расходом потока газа, покидающего емкость, поддерживается требуемое давление в емкости. Обычно горизонтальные сепараторы эксплуатируются с уровнем жидкости в емкости 50%, что также обеспечивает максимальную площадь поверхности раздела фаз [14].

Вертикальный сепаратор

Как и в случае сепаратора с горизонтальной конфигурацией, предварительное разделение фаз в случае вертикального сепаратора осуществляется на входной перегородке, рисунок 1.7. Жидкость стекает вниз в секцию сбора жидкости и затем выходит из емкости через патрубок в нижней части емкости. Пузырьки газа, выделившиеся из нефти, всплывают в направлении, противоположном потоку жидкости и попадают в газовую секцию сепаратора. Регуляторы уровня работают так же, как и в случае горизонтального сепаратора [14].

Рисунок 1.7 Газосепаратор, вертикальный стальной

Газ, отделившийся на входной перегородке, течет вертикально вверх по направлению к газовому выходному патрубку. В секции гравитационной сепарации капли жидкости, унесенные газом, падают вертикально вниз на границу раздела фаз. Газ проходит через каплеотбойник прежде, чем покинуть емкость. Давление регулируется аналогично горизонтальному сепаратору.

Рисунок 1.8 Газосепаратор типа ГС1 и ГС2, вертикальный стальной в разрезе

Выбор типа сепаратора (горизонтальный или вертикальный) осуществляют с учетом газового фактора рисунок 1.8. Вертикальные сепараторы подходят для разделения смесей или с очень высокими или же с очень низкими газовыми факторами. Именно вертикальные сепараторы применяются в данных двух случаях потому, что регулировать уровень раздела фаз при горизонтальной конфигурации сложнее, чем при вертикальной. Кроме того, вертикальные сепараторы требуют меньше места для установки, что становится принципиальным фактором при проектировании системы подготовки нефти, расположенной, например, на платформе. Также следует отметить, что вертикальный сепаратор легче (по сравнению с горизонтальным) очищается от механических примесей (песок, проппант, соли, асфальтены и т.д.) [14].

Вертикальные сепараторы нашли наибольшее применение в нефтяной промышленности для разделения нефтегазовых потоков со средними газовыми факторами рисунок 1.9. Их большим преимуществом является лёгкость в установке и способность обрабатывать скважинную продукцию с высокой тенденцией к пенообразованию. Сами процессы образования пены на поверхности раздела фаз вызваны пузырьками газа, образовавшимися при прохождении флюида через входную перегородку или же выделяющимися непосредственно из секции для сбора жидкости. Следует подчеркнуть, что процесс пенообразования приводит к уменьшению пропускной способности сепаратора и снижению эффективности его работы. Вертикальные сепараторы лучше справляются с процессами пенообразования, так как площадь поверхности раздела между двумя фазами больше в случае вертикальной ориентации сепаратора [14].

Рисунок 1.9 Газосепаратор типа 1 (ГС1)

Рисунок 1.10 Газосепаратор типа 2 (ГС2)

Технические характеристики

Газосепараторы первого типа имеют производительность до 0,95 млн кубометров в сутки. Вертикальный газовый сепаратор второго типа (рисунок 1.10) обеспечивает очистку 5,6 млн кубометров за тот же период времени. Газосепаратор ГС 1 сохраняет работоспособность в широком диапазоне температур - от минус 30єС до +100єС. Отечественные газосепараторы устанавливаются в географических зонах Российской Федерации с первой по пятую. Допускаемая сейсмичность - до 9 баллов включительно. Вертикальный газовый сепаратор может работать и в условиях Крайнего Севера. В этом случае газосепараторы оснащаются специальным подогревателем [2].

Принцип работы газосепаратора

В любом типе газосепаратора обеспечивается движение газа, что может осуществляться как с помощью тангенциального ввода, так и за счет расположенного внутри конструкции змеевика. Центробежная сила позволяет отбросить капли на стенки аппарата, предотвращая их повторное попадание в газ. При этом принципы осаждения могут варьироваться в зависимости от конструкции газосепаратора [14].

Среди девяти основных типов можно выделить фильтрацию, центробежную силу и силу тяжести. После впуска в сепаратор вещество обычно проходит первичную стадию сепарации, а затем попадает в секцию вторичной сепарации, в которой газ отделяется от жидкости и проходит дополнительную очистку в каплеулавливающей секции.

Жидкость при этом стекает, попадая в секцию для ее сбора. Газосепараторы также оснащены спускными патрубками, которые впоследствии позволяют выпуск газа и жидкости.

Принцип действия сепараторов основан на различиях физических свойств, которыми обладают компоненты смеси. Размещаясь на входе насоса, качающего газ из скважины под воздействием тяги, создаваемой насосом, внутри корпуса газосепаратора создается завихрение среды. Под воздействием центробежной силы происходит отклонение потока за счет влияния на него специальных насадок различной конфигурации. Таким образом, более тяжелые углеводороды отделяются от газа и отбрасываются на сетку-каплеуловитель, благодаря чему очищенный газ вытягивается наверх, а примеси осаждаются на стенках корпуса и стекают в сборник отсепарированной жидкости. Таким образом, газосепараторы очень эффективно очищают газ, количество примеси в котором на выходе не превышает одного процента. Благодаря такому высокому КПД газосепаратор цена которых достаточно демократична, окупаются в кратчайшие сроки [14].

Тем не менее, принцип сепарации в нефтегазовой отрасли используется не только при отделении добываемого газа от примесей, но и для удаления капельной жидкости из газа, сбрасываемого на горелки факельных установок. Такое устройство называют сепаратор факельный, и оно является непременным элементом факельных систем, которыми оборудуются газоконденсатные, газовые и нефтяные месторождения, а также нефте- и газоперерабатывающие предприятия. Конструктивно факельные сепараторы представляют собой цилиндр, внутри которого устанавливается уголковая и сетчатая вертикальная насадка. Для удобства обслуживания и стабильного поддержания определенного режима работы факельные сепараторы оснащаются технологическими штуцерами для ввода газожидкостной смеси и отвода жидкости, а также отдельными штуцерами для КИП.

Неочищенная смесь жидкости и газа подается в сепаратор факельный через входной штуцер, затем на уголковую насадку, где происходит равномерное распределение потока смеси по внутреннему объему сепаратора, а капельная жидкость оседает на его стенках. Следующие этапы тонкого очищения газа от жидкости осуществляются в вертикальной сетчатой насадке, а затем в зоне гравитационного осаждения. После этого отделенная от газа жидкость выводится через штуцер в специальную дренажную емкость, а газ сбрасывается на факел. Устанавливаются сепараторы на открытых площадках и способны функционировать как в условиях тропиков, так и Крайнего Севера, где средняя температура самой холодной пятидневки достигает 60 градусов Цельсия [16].

Выбор газосепаратора

При выборе газосепаратора необходимо учитывать характеристики обрабатываемого газа, особенности потока жидкости и объемы емкостей для накопления жидкости. Следует также учитывать, что практически любой тип газосепаратора будет давать хорошие результаты, если загрузка соответствует его мощностям. Поэтому выбор в первую очередь зависит от экономической целесообразности конструкции и ее стоимости [1].

1.2 Обоснование выбора конструкции

На основе приведенного выше литературного обзора принимаем к курсовому проектированию двухфазный газосепаратор вертикального типа с сетчатым каплеуловитель.

Данный вид конструкции позволяет достичь удаления жидкости из газа до 99,9% содержащихся в ней молекул воды. Это достигается путем прохождения потока газожидкостной смеси через узел входа, где уже на первой стадии мы наблюдаем образование капель жидкости при в ходе в газосепаратор и как следствие, происходит завихрение потока газа. Газ, в свою очередь, направляется в верхнюю часть сепаратора, проходя через сетчатый каплеуловитель, который изготавливают с применением сетчатого гофрированного рукава РСГ выполненный в виде сетки, обычно 0.05-0.5 мм в диаметре, где и остаются мельчайшие частицы влаги.

Так же известно, что в каплеуловителях сетчатого типа достигается удаление до 90% капель нефти содержащейся в газе размером до 10 микрон. Западные производители обычно гарантируют уменьшение объема уносимой жидкости в обрабатываемом газе до 12мг/м³. Российские поставщики гарантируют, что объем уносимой жидкости в сепараторах, оборудованных каплеуловительными элементами, не превысит 30мг/м³ [23].

В связи с этим оптимальным оборудованием для данного процесса сепарации будет являться газосепаратор вертикального типа с сетчатым каплеуловителем (рисунок 1.11).

Рисунок 1.11 Газосепаратор вертикального типа с сетчатым каплеуловителем



2. Технологические решения

2.1 Описание технологической схемы производства

Технологическая схема представлена на формате МАПТ 000000.071 Т3 на формате А1.

Система топливного газа предназначена для подачи топлива из газосепаратора на печи ПТБ-10Э и котельную установку.

Газ от существующего газопровода УПСВ "Губкинский" под давлением 0,2-0,6 МПа через узел задвижек поступает на узел замера топливного газа УЗТГ.

В УЗТГ производится замер расхода топливного газа с помощью диафрагм фирмы Emerson, а также замер давления и температуры газа. В блоке УЗТГ установлен также ручной пробоотборник [2].

Так же предусматривается местный контроль избыточного давления газа до и после УЗТГ манометрами PI-52459, PI-52460.

В блоке УЗТГ предусматривается контроль температуры и загазованности воздушной среды. При достижении 10 % НКПРП автоматически включается вытяжной вентилятор, в случае если он находится в отключенном состоянии.

Сигналы с датчиков УЗТГ поступают на шкаф системы обработки информации (СОИ), размещённый в местном диспетчерском пункте административного здания [2].

После УЗТГ газ для отделения конденсата поступает в газовый сепаратор, установленный на площадке подготовки топливного газа. Конденсат из газосепаратора открытием электрифицированной задвижки сбрасывается в емкость сбора конденсата, откуда откачивается погружным насосом.

В укрытии емкости сбора конденсата предусматривается контроль температуры и загазованности воздушной среды. При достижении 10 % НКПРП автоматически включается вытяжной вентилятор, в случае если он находится в отключенном состоянии [2].

После газосепаратора часть газа в количестве 1000 м³/час поступает в котельную, остальной газ подается на топливо печей. В печи газ поступает через газорегуляторные пункты ГРПШ №1,2,3, где давление при помощи регулятора давления сбрасывается до 0,05-0,15 МПа. При аварии на печах подача топливного газа прекращается при помощи электрифицированных задвижек МОV 357Г, 356Г, 354Г. Расход топливного газа на каждую печь определяется регулятором давления газа РДГ-80В, входящими в комплектацию печи [2].

2.2 Технологический расчет

2.2.1 Расчет двухфазного газосепаратора

Основной целью технологического расчета является определение диаметра и высоты сепаратора. Тип сепаратора, был задан первоначально, таким образом, необходимо определите размеры двухфазного сепаратора для разделения газожидкостной смеси.

Для того чтобы рассчитать расход газа в условиях сепарации, необходимо учесть сжимаемость газа. С помощью уравнения состояния идеального газа рассчитаем плотности газа при стандартных условиях и в условиях сепарации [6].

(2.1)

(2.2)

где - плотность, кг/м³;

P - давление в сепараторе, Па;

Mr - молекулярная масса, г/моль;

R - универсальная газовая постоянная, Дж/моль·К;

T - температура в сепараторе, K;

z - коэффициент (фактор) сжимаемости газа (z=1).

Для того чтобы рассчитать плотность газа необходимо знать его молекулярную массу и коэффициент сжимаемости газа, для этого необходим состав газа.

Задаем состав газа Таблица 2.3 и рассчитываем молекулярную массу смеси газов по формуле (11)

Таблица 2.3

Компонентный состав газа

Наименование компонента	Компонент	Масс.%	М, г/моль
Бутан	С4Н10	25	58,12
Пентан	С5Н12	10	72,15
Этан	С2Н6	30	30,07
Пропан	С3Н8	25	44,1
Метан	СН4	10	16,04
Углекислый газ	СO2	-	-
Азот	N2	-	-

(2.3)

Рассчитаем плотность газа при стандартных условиях:

Для соединений, нормальная температура которых не ниже -38⁰С, используют выражение для расчета критической температуры:

(2.4)

Критическое давление (Па) рассчитывается по уравнению Льюиса:

(2.5)

где Мr - средняя молекулярная масса;

К - константа, которая равна 6,3 - 6,4.

Рассчитываем плотность каждого газа по уравнению (2.6). Для расчета плотности смеси газов используем принцип аддитивности:

(2.6)

где _см - плотность смеси газов, кг/м³;

_i - плотность i-го компонента, кг/м³;

y_i - объемная доля i-го компонента в смеси.

Таким образом, плотность газа в условиях сепарации составит:

Для того чтобы вычислить расход газа в условиях сепарации необходимо расход газа при стандартных условиях умножить на плотность газа при стандартных условиях и поделить на плотность газа в условиях сепарации.

(2.7)

Производительность сепаратора по газу определяется максимальной скоростью газа.

Данную скорость можно вычислить на основании уравнения Саудер-Брауна [12].

(2.8)

Обычно значение коэффициента уравнения Саудер-Брауна при вертикальной ориентации сепаратора и наличии каплеотбойника принимают равным 0,12 м/с.

Таким образом, зная скорость и расход газа, мы можем посчитать минимальную площадь сечения, необходимую для газовой фазы.

(2.9)

Минимальный диаметр сепаратора равен:

(2.10)

Где А - суммарная площадь сепаратора (А=0,26м²)

Отношение длины сепаратора к диаметру называется коэффициентом стройности сепаратора (SR - Slenderness Ratio). Для стандартных сепараторов данное соотношение обычно остаётся примерно постоянным и равно s=5,5.

Таким образом, минимальная длина сепаратора равна:

(2.11)

Объем сепаратора равен:

(2.12)



3. Конструкторская часть

3.1 Выбор материала

Процесс сепарации осуществляется при относительно повышенных температурах от 10 до 115 °С, и рабочем давлении 0,2 - 0,6 МПа. Среда в рабочем аппарате газовая, имеющая агрессивные свойства.

Данные рабочие условия предъявляют особые требования к выбору материалов конструкции аппарата. Стали должны быть жаропрочными, обладающими одновременно свойствами теплоустойчивости, хорошо свариваться, механически прочными.

Данным требованиям отвечает сталь конструкционная низколегированная для сварных конструкций. Механические свойства сталей данного класса удовлетворяют требованиям.

Корпус, штуцера, фланцы, внутренние устройства выполнены из стали 09Г2С. Крепёжные детали выполнены из аналогичного материала. Для опор используется низколегированная сталь 16ГС [14].

Таблица 3.1

Механические свойства листовых сталей для изготовления сборочных единиц газосепаратора

Марка	Толщина листов, мм	ув, МН/м2	ут МН/м2	дб %
		не менее
сталь 09Г2С 16ГС	20ч32 18ч30	500 470	325 300	28 21

Краткое описание марки стали

Сталь марки 09Г2С (отечественные аналоги 09Г2, 09Г2ДТ, 09Г2Т, 10Г2С)

Класс: Сталь конструкционная низколегированная для сварных конструкций, марка стали 09Г2С широко применяется при производстве труб и другого металлопроката.

Использование в промышленности: различные детали и элементы сварных металлоконструкций, работающих при температуре от --70 до +425°С под давлением.

Вид поставки: сортовой прокат, в том числе фасонный: ГОСТ 19281-73, ГОСТ 2590-2006, ГОСТ 2591-2006, ГОСТ 8239-89, ГОСТ 8240-97. Лист толстый ГОСТ 19282-73, ГОСТ 5520-79,ГОСТ 5521-93, ГОСТ 19903-74. Лист тонкий ГОСТ 17066-94, ГОСТ 19904-90. Полоса ГОСТ 103-2006, ГОСТ 82-70. Поковки и кованные заготовки ГОСТ 1133-71.

Расшифровка марки 09Г2С: Обозначение 09Г2С означает, что в стали присутствует 0,09% углерода, поскольку 09 идет до букв, далее следует буква «Г» которая означает марганец, а цифра 2 - процентное содержание до 2% марганца. Далее следует буква «С», которая означает кремний, но поскольку после С цифры нет - это означает содержание кремния менее 1%. Таким образом, расшифровка 09Г2С означает, что перед нами сталь имеющая 0,09% углерода, до 2% марганца, и менее 1% кремния и поскольку общее кол-во добавок колеблется в районе 2,5% то это низколегированная сталь.

Марка стали 16ГС (заменители: 17ГС, 15ГС, 20Г2ГС, 20ГС, 18Г2ГС).

Класс: Сталь конструкционная низколегированная для сварных конструкций.

Вид поставки: лист толстый ГОСТ 19282-73, ГОСТ 5520-79, ГОСТ 19903-74. Лист тонкий ГОСТ 17066-94, ГОСТ 19903-74, ГОСТ 19904-90. Полоса ГОСТ 82-70.

Использование в промышленности: детали и части паровых котлов и сосудов, работающих под давлением. Корпуса аппаратов, днища, фланцы и др. детали, работающие при температурах от-40 до +475 град. под давлением. Элементы сварных металлоконструкций, работающие при температуре -70 °С.

Расшифровка марки 16ГС: предполагает, что по химическому составу сталь данной марки относится к кремне-марганцовистной, то есть доминирующими добавками является кремний и марганец. В процентном выражении содержание этих добавок составляет: Si - до 0.7%, Mn - до 1.2%. Дополнительно для производства стали марки 16ГС используются: углерод, никель, сера, фосфор, хром, азот, медь.

3.2 Механический расчет

Исходные данные

1.Диаметр обечайки, D, мм 600

2. Давление расчетное, Р, МПа 2,5

3. Температура расчетная, ⁰С 100

4. Коэффициент прочности сварных швов, ц,ц₁ 1

5. Прибавка к расчетной толщине стенки, мм

для компенсации коррозии, С₁ 3

для компенсации отрицательного предельного отклонения, С₂ 0,8

технологическая, С₃ 0

6. Материал:

обечайки, днища сталь 09Г2С ГОСТ19281-89

патрубков сталь 09Г2С ТУ 14-3-1128-82

7. Допускаемые напряжения для

стали 09Г2С, МПа

при температуре 20⁰С, [у]²⁰ 196

при температуре 100⁰С, [у] [у]₁ 177

8. Минимальное значение предела текучести материала обечайки и днищ,Re²⁰, МПа, при температуре 20⁰С 300

9. Коэффициент запаса прочности по пределу текучести, n_т 1,1

10. Радиус кривизны в вершине днища, R, мм 600

3.2.1 Расчет обечайки, работающей под внутренним избыточным давлением

Расчетная толщина стенки

(3.1)

На рисунке 3.1 изображена схема цилиндрической обечайки.

Прибавка к расчетной толщине

(3.2)

Исполнительная толщина стенки обечайки

(3.3)

Принимаем S = 10 мм

Рисунок 3.1 Цилиндрическая обечайка

Допускаемое внутреннее избыточное давление для рабочих условий

(3.4)

Проверка условия применения расчетных формул

(3.5)

Условие выполняется

Пробное давление при гидроиспытании

(3.6)

Допускаемое напряжение для условий гидроиспытания

(3.7)

Допускаемое внутреннее избыточное давление для условий гидроиспытания

(3.8)

3.2.2 Расчет эллиптического днища, работающего под внутренним избыточным давлением

Расчетная толщина стенки днища

(3.9)

Исполнительная толщина стенки днища

(3.10)

Принимаем конструктивно S₁ = 10мм

На рисунке 3.2 изображена схема эллиптического днища.

Рисунок 3.2 Эллиптическое днище

Допускаемое внутреннее избыточное давление

(3.11)

Проверка условия применения расчетных формул

(3.12)

Условие выполняется

Допускаемое внутреннее избыточное давление для условий гидроиспытания

(3.13)

3.2.3 Проверка необходимости укрепления отверстий

Наибольший расчетный диаметр одиночного отверстия цилиндрической обечайки, не требующего дополнительного укрепления

(3.14)

Требуется укрепление отверстий Dy 100 и Dy 150

На рисунке 3.3 изображена схема укрепления отверстия.

Рисунок 3.3 Схема укрепления отверстия

Наибольший расчетный диаметр одиночного отверстия эллиптического днища, не требующего дополнительного укрепления

(3.15)

где - расчетный диаметр эллиптического днища

(3.16)

где х=210мм - расстояние от центра укрепляемого отверстия до оси эллиптического днища

х=0 для штуцеров Б-Dy 150 и Г-Dy 100

для штуцера М:

для штуцеров Б и Г

для штуцера М:

для штуцеров Б и Г

Требуется укрепление штуцер Б Dy 150 мм

3.2.4 Укрепление отверстия в эллиптическом днище

Расчетный диаметр отверстия в стенке днища

(3.17)

где d=146 мм внутренний диаметр обечайки штуцера

Расчетная толщина стенки эллиптического днища, работающего под внутренним давлением

(3.18)

Расчетная толщина стенки штуцера

(3.20)

Принимаем = 11мм

Расчетные длины штуцеров

(3.21)

где =129 мм - высота наружной части штуцера

(3.22)

где =10 мм - высота внутренней части штуцера

Ширина зоны укрепления в днище

(3.23)

Расчетная ширина зоны укрепления

Отношения допускаемых напряжений

Для внешней части штуцера

(3.24)

Для внутренней части штуцера

(3.25)

Расчетный диаметр

(3.26)

Условие укрепления одиночных отверстий

(3.27)

Условие укрепления одиночного отверстия без укрепляющего кольца выполняется.

Допускаемое внутреннее избыточное давление

(3.28)

где - для выпуклых днищ.

(3.29)

Условие выполняется, отверстие считается укрепленным.

3.2.5 Укрепление отверстий на обечайке

Ширина зоны укрепления в обечайке

(3.30)

Расчетная ширина зоны укрепления

Отношения допускаемых напряжений

Для внешней части штуцера

(3.31)

где

Для внутренней части штуцера

(3.32)

Расчетный диаметр

(3.33)

Условие укрепления одиночных отверстий

(3.34)

- для штуцера Dy 100

- для штуцера Dy 150

Условие укрепления одиночных отверстий выполняется без использования накладного кольца.

Допускаемое внутреннее избыточное давление

(3.35)

Где - для цилиндрических обечаек.

- для штуцера Dy 100

- для штуцера Dy 150

- для штуцера Dy 100

- условие выполняется

- для штуцера Dy 150

- условие выполняется

Все отверстия, расположенные в обечайке, считаются укрепленными.

3.2.6 Расчет фланцевого соединения

Фланцевые соединения - наиболее широко применяемый вид разъемных соединений в химическом машиностроении, обеспечивающий герметичность и прочность конструкций, а также простоту изготовления, разборки и сборки. Соединение состоит из двух фланцев, болтов и прокладки, которая устанавливается между уплотнительными поверхностями и позволяет обеспечить герметичность при относительно небольшом усилии затяжки болтов.

1- фланцы, 2- болт, 3- прокладка

Рисунок 3.4 Фланцевое соединение

Конструктивные размеры фланца:

Для D=600мм и Р=2,5МПа, выбираем фланец приварной встык, тип уплотнительной поверхности фланцевого соединения - шип-паз.

Рисунок 3.5 Фланец приварной встык с уплотнительной поверхностью типа «шип-паз»

Толщина втулки фланца для конструкции приварной встык, принимается исходя из условия:

(3.36)

Принимаем .

Толщина S₁ у основания втулки приварного встык фланца:

(3.37)

где - коэффициент, принимается по рисунку1.39 [26] и равно

Высота втулки фланца:

(3.38)

где i уклон втулки ( )

Высота втулки фланца принимаем

.

Диаметр болтовой окружности фланцев:

(3.39)

где u - нормативный зазор между гайкой и втулкой (u = 4 - 6 мм), принимаем u = 5мм.

- наружный диаметр болта, выбираем по таблице 1.40 [26].

Принимаем диаметр болтовой окружности 690мм.

Наружный диаметр фланца:

(3.40)

где - конструктивная добавка для размещения гаек по диаметру фланца, принимаем по таблице 1.41 [26].

Наружный диаметр прокладки:

(3.41)

где - нормативный параметр, зависящий от типа прокладки и принимаемый по таблице 1.41 [26].

Средний диаметр прокладки:

(3.42)

где - ширина прокладки, принимаемая по таблице 1.4.

Количество болтов, необходимое для обеспечения герметичности соединения:

(3.43)

где - рекомендуемый шаг расположения болтов, выбираемый в зависимости от давления по таблице 1.43 [26]

(3.44)

Количество болтов, необходимое для обеспечения герметичности соединения принимаем .

Высота (толщина) фланца ориентировочно:

(3.45)

где - принимается согласно рисунку 1.40[4];

- эквивалентная толщина втулки;

(3.46)

Расчетная длина болтов:

(3.47)

где - расстояние между опорными поверхностями головки болта и гайки (определяется конструктивно);

(3.48)

где и - толщина фланца и прокладки соответственно.

Принимаем .

Болтовая нагрузка, необходимая для обеспечения герметичности соединения определяется исходя из схемы нагружения, рисунок 1.41[26]. Расчет сводится к определению нагрузок для двух различных состояний: при монтаже - и в рабочих условиях - .

Болтовая нагрузка в условиях монтажа:

(3.49)

где - равнодействующая внутреннего давления;

- реакция прокладки

Равнодействующая внутреннего давления:

(3.50)

Реакция прокладки:

(3.51)

где - коэффициент, зависящий от материала и конструкции прокладки (таблица 1.44.)[4], (таблица 1.44) [26];

- эффективная ширина прокладки, рассчитывается по формуле:

(3.52)

Принимаем максимальное значение болтовой нагрузки в условиях монтажа равное .

Коэффициент жесткости фланцевого соединения:

(3.53)

Где - линейная податливость болтов;

- угловая податливость фланца;

- линейная податливость прокладки.

Линейная податливость болтов:

(3.54)

Где - модуль упругости материала болтов;

- расчетная площадь поперечного сечения болта.

Угловая податливость фланца:

(3.55)

где , - безразмерные параметры; и - коэффициенты; Е - модуль упругости материала фланца.

(3.56)

(3.57)

(3.58)

(3.59)

Линейная податливость прокладки:

(3.60)

где - коэффициент обжатия прокладки;

- толщина прокладки;

- модуль упругости материала прокладки, таблица 1.44 [26].

Болтовая нагрузка в рабочих условиях

(3.61)

Приведенный изгибающий момент

(3.62)

Принимаем мах приведенный изгибающий момент

Условие прочности болтов:

(3.63)

(3.64)

Условие прочности болтов при монтаже фланцевого соединения и его рабочем состоянии выполняется.

Проверка прокладки на прочность:

(3.65)

Где - допускаемое давление на прокладку, таблица 1.44 [26].

Условие прочности прокладки выполняется.

Максимальное напряжение в сечении, ограниченном размером S₁:

(3.66)

Где - безразмерный параметр определяемый по формуле:

(3.67)

Максимальное напряжение в кольце фланца:

(3.68)

Условие прочности втулки фланца для сечения, ограниченного размером S_o:

(3.69)

где и - соответственно тангенциальное и меридиональное напряжение во втулке фланца от внутреннего давления;

- допускаемое напряжение для фланца в сечении S_o,

(3.70)

- тангенциальное

(3.71)

- меридиональное

(3.72)

Отсюда, условие прочности втулки фланца для сечения, ограниченного размером S_o будет равно:

Условие прочности втулки фланца для сечения, ограниченного размером S_o выполняется.

Условие герметичности фланцевого соединения определяется углом поворота фланца:

(3.73)

Условие герметичности фланцевого соединения выполняется.

3.2.7 Расчет опор газосепаратора

Опорные пластинчатые стойки

Основные размеры опорных пластинчатых стоек приведены на рисунке 3.6.

Рисунок 3.6 Опорная стойка на эллиптическом днище

Условия применения расчетных формул

Метод расчета применяют только для эллиптических днищ, работающих под внутренним избыточным давлением.

Формулы применяют при соблюдении условий для эллиптических днищ:

(3.74)

(3.75)

(3.76)

(3.77)

(3.78)

Расчетные усилия:

Вертикальное усилие на опорную стойку вычисляют по формуле

(3.79)

При n = 3 и n = 4 соответственно

При n = 4, обеспечивающих равномерное распределение нагрузки между всеми опорными стойками (точный монтаж, установка прокладок, подливка бетона и т. п.), усилие вычисляют по формуле

(3.80)

Меридиональный момент, передаваемый опорой на днище, вычисляют по формуле

(3.81)

При действии изгибающего момента М необходимо выполнить расчет на прочность фундаментного болта от действия растягивающего усилия:

(3.82)

При n = 3 и n = 4 соответственно

Расчет на прочность фундаментного болта проводить не следует при выполнении условий:

(3.83)

При n = 3 и n = 4 соответственно

Проверка несущей способности эллиптического днища

Несущую способность днища в месте приварки опорной лапы следует проверять по формуле

(3.84)

где [р] - допускаемое внутреннее избыточное давление в серединной области выпуклого днища по ГОСТ Р 52857.2;

Допускаемое нормальное усилие для неподкрепленного эллиптического днища вычисляют по формуле

(3.85)

где d4 - диаметр сечения, проходящего через середину линии контакта опоры с днищем, вычисляют по формуле

(3.86)

Допускаемый меридиональный момент для неподкрепленного эллиптического днища вычисляют по формуле

(3.87)

Коэффициенты К20 и К21 определяют по графикам, приведенным на рисунках 3.7 и 3.8 соответственно, в зависимости от относительной толщины днища (s1 - с) / D и относительной длины линии контакта опоры с днищем l / D.

Рисунок 3.7 Коэффициент К20

Рисунок 3.8 Коэффициент К21

Длину линии контакта опоры с днищем вычисляют по формуле

(3.88)

Допускаемое нормальное усилие для подкрепленного подкладным листом эллиптического днища вычисляют по формуле

(3.89)

Допускаемый меридиональный момент для подкрепленного подкладным листом эллиптического днища вычисляют по формуле

(3.90)

Коэффициенты К22 и К23 определяют по графикам, приведенным на рисунках 3.9 и 3.10 соответственно.

Рисунок 3.9 Коэффициент К22

Рисунок 3.10 Коэффициент К23

4. Монтаж, ремонт, техническая эксплуатация

4.1 Подготовка изделия к монтажу

Специфика монтажа и ремонта газосепараторов обусловлена габаритными размерами этих аппаратов, особым внутренним устройством, и расположением аппарата.

Монтажные работы по установке газосепаратора на фундамент выполняются специализированным монтажным управлением СМУ.

Перед началом работы представитель СМУ принимает у строительной организации фундамент под сепаратор. Оформляется акт «Приём - сдача». Устанавливать сепаратор на фундамент можно только после окончания срока выдержки бетона в течении времени, определённого техническими условиями. Колодцы для анкерных болтов, а также вся открытая поверхность фундамента должна быть очищена от строительного мусора, нарезная часть болтов должна быть очищена и смазана для защиты от коррозии [11].

Доставка аппарата и оборудования к нему с завода изготовителя производится железнодорожным транспортом. Масса аппарата 1715кг, высота 3,5м, диаметр 0,6м. От места выгрузки с железнодорожного транспорта до места монтажа газосепаратор перевозят по шоссейной дороге.

При приёмке оборудования в монтаж производят его внешний осмотр, проверяют комплектность. Комплектность оборудования оговаривается в технической документации. На корпусе аппарата должны быть нанесены риски или другие знаки, обеспечивающие ориентацию его главных осей и контроль их положения в плане относительно осей фундамента или смежного оборудования. Такие же знаки должны быть нанесены на опорах [11].

В разъёмных соединениях сборочных единиц и деталей, снятых на период транспортирования и хранения, должны быть нанесены сборочные риски или установлены контрольные штифты, обеспечивающие сборку оборудования без разметочных и подгоночных работ. Погрузочно - разгрузочные работы и работы по установке газосепаратора на фундамент производятся с помощью крана.

После завершения всех строительно - монтажных работ готовят объект к сдаче заказчику.

Перед сдачей аппарат подвергают гидроиспытанию. Если дефектов нет, в присутствии заказчика производится контрольное испытание и составляется акт о сдаче. Комплексное опробирование производит заказчик.

Подрядчики устраняют отдельные недостатки, замеченные как при опробировании, так и в период вывода объекта на нормальный эксплуатационный режим.

Ремонт сепаратора заключается в восстановлении всех изношенных узлов и деталей с помощью сварки, наплавки, наложений заплат или полной замены.

Капитальный и средний ремонт производится один раз в год [11].



Заключение

В данном курсовом проекте приведены все необходимые технологические и прочностные расчеты, освещены вопросы монтажа и ремонта. В результате проведенного расчета были определены такие конструктивные данные, как: расчетные и исполнительные толщины элементов аппарата, размеры фланцевых соединений, укрепление отверстий, а также был выполнен подбор и расчет опор аппарата. Были проведены необходимые расчеты проверки на устойчивость и прочность.

Курсовой проект состоит из: пояснительной записки и графической части. Записка включает в себя 67 листов машинописного текста формата А4, 26 источников используемой литературы. Графическая часть проекта состоит из: 4 листа формата А1.

Согласно заданию и с учетом методических указаний спроектирован аппарат для сепарации попутного газа. Выбор аппарата и сопутствующих частей произведен по каталогам ГОСТ. Погрешность расчетов не превышают 5%.



Список использованных источников

1. Типовая инструкция по эксплуатации ГС на КНПС «ПУРПЕ»; Красноярск, 2009г.