Главная | Обратная связь | Поможем написать вашу работу!

Аппараты воздушного охлаждения газа

Аппарат воздушного охлаждения газа (АВОг) - экологически чистое устройство, не загрязняет окружающую среду, уменьшает расход воды, не требует предварительной подготовки охлаждающего агента, снижает приведенные затраты на охлаждение.

АВОг состоят из следующих основных узлов (рис.1):

- секций оребренных теплообменных труб;

· вентиляторов с электроприводом;

· диффузоров или конфузоров;

- механизма регулирования расхода воздуха;

несущих конструкций.

Рис. 1. Аппарат воздушного охлаждения газа: 1 - опорные металлоконструкции; 2 - теплообменные секции; 3 - вентилятор; 4 - диффузор; 5 - электродвигатель

Работает АВО следующим образом. На опорных металлоконструкциях закреплены трубчатые змеевиковые теплообменные секции. По трубам под рабочим давлением проходит газ. Через межтрубное пространство принудительно с помощью двух вентиляторов с электроприводами прокачивается воздух. За счет теплообмена с перемещаемым потоком воздуха происходит охлаждение.

Рассмотрим схему обвязки АВО газа (рис. 2). Газ на установку охлаждения поступает по двум трубопроводам. Обвязка АВО газа - коллекторная. Каждый АВО имеет отключающую арматуру и свечу для стравливания газа из аппарата. Предусмотрена подача газа по байпасу (обводной линии) зимой или при ремонте аппаратов. Из установки газ выходит также по двум трубопроводам.

Количество АВОг на КС определяется гидравлическим и тепловым расчетом газопровода и составляет обычно от 8 до 15 штук. Если количество АВОг больше 12, то необходимо применять компенсаторы на 75 входных и выходных коллекторах. При установке на слабых грунтах и неравномерной просадке коллекторов компенсаторы делают и при количестве АВОг меньше 12.

Рисунок 2

2. Гидравлический расчет нефтепровода

Марка стали 13Г1С

Для гидравлического расчета и размещения насосных станций по сжатому профилю трассы предлагаются следующие общие данные:

·перевальная точка отсутствует

·расчетная кинематическая вязкость v = 0,55 см² /сек

·средняя абсолютная шероховатость для нефтепроводных труб после нескольких лет эксплуатации е = 0,2 мм.

Данные конкретного варианта для гидравлического расчета нефтепровода и нефтепродуктопровода представлены в табл. 1.

Таблица 1

Параметры	Варианты заданий
	0	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
d_ТРнар- диаметр трубопровода наружный, мм	530	720	1020	1220	820	630	1020	920	1220	219	377	426	1067	325	273
Q - произв., млн. т / год	8	15	45	70	21	10	50	35	75	0,8	5	6	60	1,5	1,3
L - длина трубопровода, км	560	560	560	560	300	400	800	200	400	500	450	480	600	350	250
Δz = z2 - z1 разн. отметок начала и конца трубопровода, м	15	20	10	25	10	15	20	25	15	20	30	35	40	45	50
ρ - средняя плотность, т/м3	0,700	0,750	0,790	0,810	0,830	0,850	0,870	0,900	0,820	0,770	0,760	0,780	0,800	0,880	0,890
Р1 - давление насосной станции, кгс/см2	58	55	48	46	54	56	48	54	46	90	60	55	48	70	80
Р2 - давление в конце участка, кгс/см2	2,0	1,5	1,5	1,5	2,0	2,0	2,0	2,0	1,5	1,5	2,0	1,5	2,0	1,5	2,0

Исходные данные:

Qг, млн.т/год	10
Длина трассы L, км	400
Разность отметок начала и конца трубопровода AZ=Z2-Z1, м	15
Средняя расчетная кинематическая вязкость при температурах грунта на глубине заложения трубопровода νp, см2/сек	0,55
Средняя плотность при данном диапазоне измерения температур ρ, т/м3	0,850
Давление, развиваемое насосной станцией Р1 кгс/см2	56
Остаточное давление в конце перегона Р2, кгс/см2	2,0
Средняя абсолютная шероховатость для нефтепроводных труб после нескольких лет эксплуатации е, мм	0,2
Потери в местных сопротивлениях hмс, м
Толщина стенки трубы δ, мм (принимается из определения толщины стенки трубопровода)	14
Наружный диаметр трубопровода D, мм	630
Высота грунта над верхней образующей трубы h, м	0,8