W003221 Дипломная работа Эксплуатация компрессорного цеха кс-18 магистрального газопровода «уренгой – петровск»

 

РЕФЕРАТ

Выпускная квалификационная работа  л.,  табл.,  источников,  прил.

ХАРАКТЕРИСТИКА ГАЗА, ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮШИЙ АГРЕГАТ, ОЧИСТКА ГАЗА, ЦЕНТРОБЕЖНЫЙ КОМПРЕССОР, ОХЛАЖДЕНИЕ ГАЗА, МАСЛОСНАБЖЕНИЕ

Объектом изучения является компрессорный цех КС – 18 Дюртюлинского ЛПУМГ.

В процессе изучения была рассмотрена краткая характеристика компрессорного цеха, выполнены расчеты для определения режима работы компрессорного цеха.

Цель работы – ознакомление с существующими система компрессорного цеха, а также его оборудованием.

В технологической части выпускной квалификационной работы дано описание оборудования цеха, систем обеспечивающих нормальную его работу. В расчетной части приведен гидравлический, тепловой расчет линейной части магистрального газопровода, а также расчет режима работы компрессорного цеха, в ходе которого были определены основные параметры работы агрегатов.

В разделе безопасность жизнедеятельности были рассмотрены вопросы, связанные с токсичностью среды на предприятии, безопасной эксплуатацией производства и пожарной безопасностью.

В экологической части рассмотрено влияние эксплуатации компрессорного цеха на окружающую среду.

 

СОДЕРЖАНИЕ

Реферат 2

Введение Ошибка! Закладка не определена.

1 Технологический раздел 8

1.1 Краткая характеристика компрессорного цеха 9

1.1.1 Газоперекачивающий агрегат  ГПА-10. Ошибка! Закладка не определена.

1.1.2 Газоперекачивающий агрегат ГПА-16Р-01 «Уфа». Ошибка! Закладка не определена.

1.1.3 Центробежный компрессор типа Н-370-18-1. Ошибка! Закладка не определена.

1.1.4 Компрессор центробежный типа 398-21-1СУ-АЛ31. Ошибка! Закладка не определена.

1.2 Установка очистки газа Ошибка! Закладка не определена.

1.4 Описание системы пускового, топливного и импульсного газа Ошибка! Закладка не определена.

1.5 Система маслоснабжения газоперекачивающего агрегата Ошибка! Закладка не определена.

1.5.1 Система смазки двигателя ГПА-10. Ошибка! Закладка не определена.

1.5.2 Система смазки центробежного компрессора Н-370-18-1. Ошибка! Закладка не определена.

1.6 Система маслоснабжения КС Ошибка! Закладка не определена.

1.7 Системы вентиляции, кондиционирования и отопления КС Ошибка! Закладка не определена.

1.8 Технологический режим процесса транспортирования природного газа Ошибка! Закладка не определена.

1.9 Расчетная часть Ошибка! Закладка не определена.

1.9.1 Тепловой и гидравлический расчет линейного участка газопровода. Ошибка! Закладка не определена.

1.9.2 Расчет режима работы КС. Ошибка! Закладка не определена.

2 Безопасность жизнедеятельности Ошибка! Закладка не определена.

2.1 Правовые, нормативные и инструктивные акты, регламентирующие трудовую деятельность Ошибка! Закладка не определена.

2.2 Токсичность рабочей среды Ошибка! Закладка не определена.

2.3 Основные правила безопасной эксплуатации производства Ошибка! Закладка не определена.

2.4 Система пожарной безопасности КС-19 Ошибка! Закладка не определена.

3 Экологичность эксплуатации компрессорной станции Ошибка! Закладка не определена.

3.1 Загрязнение атмосферы Ошибка! Закладка не определена.

3.2 Экологический анализ почвогрунтов Ошибка! Закладка не определена.

3.3 Мероприятия по защите окружающей среды Ошибка! Закладка не определена.

Заключение Ошибка! Закладка не определена.

Список использованных источников Ошибка! Закладка не определена.

Приложение A – Перечень иллюстрационно-графического материала ВКР Ошибка! Закладка не определена.

Приложение Б – Приведенные характеристики нагнетателя 370-18-1 Ошибка! Закладка не определена.

Приложение В – Приведенные характеристики нагнетателя 370-18-1 Ошибка! Закладка не определена.

ВВЕДЕНИЕ

В Российской Федерации для обеспечения газа потребителей подача газа ведется по трубопроводам больших диаметров, которые включают в себя комплекс сложного оборудования.

Магистральным трубопроводом является инженерное сооружение, предназначенное для транспортирования природного газа из района добычи или производства к пунктам потребления.

Движение газа по магистральному газопроводу обеспечивается компрессорными станциями (КС), которые сооружаются по трассе через определенные расстояния (около 100-120 км.). Длина магистрального газопровода может достигать нескольких тысяч километров. Большая часть газопроводов имеет диаметр от 720 до 1420 мм. Трубопроводы рассчитаны на давление до 7,5 МПа.

Объекты магистрального газопровода подразделяются на следующие группы:

-головные сооружения; линейная часть, или собственно газопровод;

-компрессорные станции (КС);

-ГРС;

-подземные хранилища газа (ПХГ);

-объекты ремонтно-эксплуатационной службы;

-устройства линейной и станционной связи; системы автоматизации и телемеханизации;

-система электрохимзащиты сооружений газопровода от почвенной коррозии;

-вспомогательные сооружения, обеспечивающие бесперебойную работу системы газопровода.

При значительной протяженности газопровода возникает необходимость восполнения потерь давления газа в нем путем сооружения промежуточных (линейных) КС. Расстояние между КС зависит от максимального давления, производительности газопровода, характеристики перекачивающих агрегатов и местных условий трассы, наличия источников энерговодоснабжения и др.

Основные производственные задачи КС заключаются в обеспечении надежной, экономичной и бесперебойной работы турбокомпрессорного, технологического и вспомогательного оборудования в заданном режиме

Помимо компримирования газа, на промежуточных КС выполняют такие технологические операции, как охлаждение и осушка газа, также его очистка от жидких и твердых примесей. К обслуживанию оборудования КС допускается персонал, прошедший специальное обучение в технических училищах, вузах или учебно-курсовых комбинатах и твердо усвоивший приемы и методы его безопасного обслуживания.

Целью дипломной работы является изучение оборудования компрессорного цеха и систем, которые обеспечивают нормальную его эксплуатацию, а также изучение технологии перекачки газа, изучение средств автоматизации, применяемых на ГТК-10М.

 

1 Технологический раздел

1.1 Общая характеристика предприятия

Дюртюлинское линейное производственное управление магистральных газопроводов (ЛПУМГ) является филиалом общества с ограниченной ответственностью «Газпром трансгаз Уфа». Предметом деятельности Дюртюлинского ЛПУ МГ является транспортировка газа.

Основные объекты:

 компрессорная станция КС Москово в состав которой входит 3 компрессорных цеха;

 761,08 км магистральных газопроводов, в том числе 524,96 км газопроводов-отводов;

 25 газораспределительных станций;

 1 автогазонаполнительная компрессорная станция.

В состав ЛПУ МГ входят действующие на началах внутреннего хозяйственного расчета следующие производственные службы:

 газокомпрессорная служба;

 линейно-эксплуатационная служба;

 группа по ЭХЗ;

 служба по профилактике и ремонту ГРС;

 служба КИП и А и телемеханике, АСУ;

 служба энерговодоснабжения;

 автотранспортное хозяйство;

 ремонтно-механические мастерские;

 газовый участок;

 ремонтно-строительный участок;

 химическая лаборатория;

 функциональные службы;

 диспетчерская служба;

 служба управлением персоналом и трудовыми отношениями; .

 служба охраны труда и техника безопасности с участком по зарядке огнетушителей;

 бухгалтерия;

 участок МТС и К.

Дюртюлинское линейное производственное управление магистральных газопроводов обслуживает компрессорную станцию “Москово” магистральных газопроводов:

 “Челябинск-Петровск” (КС-5);

 “Уренгой-Петровск” (КС-18);

 “Уренгой-Новопсков” (КС-18А)

1.2 Краткая характеристика компрессорного цеха

Компрессорный цех КС – 18 обслуживает магистральный газопровод Уренгой – Петровск.

Технические показатели газопровода:

 диаметр газопровода на данном участке Dу, мм                   1400

 рабочее давление Р, МПа                                                         7,5

 проектная пропускная способность Q, млн. м3/сут                91

В КЦ осуществляются следующие технологические процессы:

 очистка газа от механических примесей;

 сжатие газа;

 охлаждение газа;

 измерение и контроль технологических параметров;

 управление режимом газопровода;

 изменение числа и режимов работы газоперекачивающего агрегата.

Перечень основного технологического оборудования и объектов компрессорного цеха КС – 18 приведен в таблице 1.

Таблица 1 – Перечень основного оборудования и объектов компрессорного цеха

Наименование Количество Примечания

Газотурбинная установка ГТК – 10М 8 2 в резерве

Аппарат воздушного охлаждения газа 12 «Крезо-Луар»,

Пылеуловитель, 5 штук типа ГП 144.00.000, 1 штука типа ГП 628.00.000 6 Циклонного типа

Блок подготовки  топливного, пускового и импульсного газа 1 для агрегатов ГТК – 10М

Сепаратор высокого давления 2

Сепаратор низкого давления 2

Номинальный состав природного газа приведен в таблице 2

Таблица 2 – Номинальный состав природного газа поступаемого в нагнетатель

Наименование газа Химическая формула Содержание в природном газа, в % по объему

Метан СН4 97,757

Этан С2Н6 0,924

Пропан С3Н8 0,290

Изобутан С4Н10-j 0,046

Нормальный бутан С4Н10 0,044

Изопентан С5Н12-j 0,008

Нормальный пентан С5Н12 0,006

Кислород О2 0,012

Азот N2 0,836

Углекислый газ СО2 0,076

Гексаны С6Н14 0,001

Компримированию подлежит очищенный от механических примесей и капельной жидкости (влаги и газового конденсата) природный газ состава (см. табл.2), имеющий следующие основные физико-механические и технические свойства:

– газ без цвета, запаха и вкуса;

– плотность при стандартных условиях, кг/м3 – 0,675;

– плотность по отношению к воздуху – 0,560;

– удельный объем при нормальных условиях, м3/кг – 1,374;

– удельная теплоемкость при нормальных условиях, кДж/кг*град:

a. изобарическая – 2,215;

b. изохорическая – 1 ,654.

– показатель адиабаты – 1,310;

– температура воспламенения – 623 – 6530С .

В компрессорном цехе КС-18 Дюртюлинского ЛПУМГ, расположено восемь турбоагрегатов типа ГТК-10М, которые являются приводами центробежных нагнетателей (ЦБН) типа 370-18-1. Схема работы агрегатов последовательно-параллельная.

.

1.2.1 Газотурбинная установка ГТК – 10М

Газотурбинная установка ГТК-10М выполнена по открытому термодинамическому циклу с регенерацией тепла по схеме с разрезным валом (с двумя механически не связанными валами).

Номинальный режим работы газотурбинной установки при новой, чистой проточной части характеризуется следующими параметрами:

 номинальная мощность не менее 10,3 МВт;

 коэффициент полезного действия установки не менее 33 %;

 максимальная температура газа перед турбиной 820°С;

 номинальный расход топливного газа 3600 м3/час;

 температура газа за турбиной низкого давления 550 °С;

 частота вращения турбины высокого давления (максимально допустимая) 5300 об/мин;

 частота вращения турбины низкого давления (максимально допустимая) 5040 об/мин;

 относительная влажность наружного воздуха 60 %.

1.2.2 Принцип работы ГТУ ГТК – 10М

Газотурбинная установка ГТК-10М состоит из двух механически несвязанных между собой турбин (турбины высокого давления (ТВД) – для привода воздушного компрессора и турбины низкого давления (ТНД) – для привода центробежного компрессора), воздушного компрессора, камеры сгорания, воздухоподогревателя, пускового турбодетандера, системы смазки, регулирования, защиты и управления, обеспечивающих нормальную работу и обслуживание установки. Схема компоновки ГПА представлена в приложении

Воздух из атмосферы, через фильтры, засасывается и сжимается осевым компрессором и далее поступает в воздухоподогреватель, где его температура повышается за счет тепла отработавших в турбине продуктов сгорания. Подогретый воздух поступает в камеру сгорания, куда попадает и топливо. Далее продукты сгорания из камеры сгорания направляются в турбину высокого давления, а потом они попадают в турбину низкого давления, которая приводит в действие центробежный нагнетатель. После турбины продукты сгорания проходят через воздухоподогреватель, отдают часть тепла воздуху и выпускаются в атмосферу через дымовую трубу.

В турбокомпрессорную группу агрегата входят:

 осевой компрессор;

 турбина высокого давления;

 турбина низкого давления;

 подшипники ротора высокого давления и ротора низкого давления.

Пуск агрегата осуществляется пусковым турбодетандером, который работает на перекачиваемом по магистральному газопроводу газе.

Обе турбины выполнены в общем литом корпусе, имеющем внутреннюю тепловую изоляцию. Ротор турбины высокого давления состоит из одновенечного диска, укрепленного на консоли вала воздушного компрессора, который вращается в двух подшипниках (опорном и опорно-упорном). Одновенечный диск турбины низкого давления крепиться на консоли вала, который вращается в двух подшипниках, расположенных в общем корпусе (один из подшипников опорно-упорный).

Воздушный компрессор осевого типа имеет 10 ступеней. Направляющие лопатки укреплены в литом чугунном корпусе. Ротор компрессора барабанного типа, рабочие лопатки крепятся к ротору при помощи зубчатых хвостов.

Нижняя часть корпуса переднего блока ГТК-10М отлита вместе со всасывающим патрубком корпуса компрессора. Крышка имеет вертикальный разъем. В блоке размещены опорно-упорные вкладыши вала турбокомпрессора, реле осевого сдвига, масляный выключатель автомата безопасности турбины высокого давления, главный масляный насос и маслозащитное кольцо.

Вся турбогруппа установлена на общей сварной раме-маслобаке которая является резервуаром для масла. Турбина и компрессор устанавливаются с помощью лап на стойках фундаментальной рамы; компрессор на четырех стойках, турбина на двух стойках и четырех шарнирных опорах.

Камера сгорания предназначена для осуществления непрерывного сжигания газообразного топлива в потоке воздуха, поступающего в камеру из воздухоподогревателя. Продукты сгорания с требуемой температурой направляются в газовую турбину. Камера сгорания ГТК-10М горизонтальная, прямоточная, состоит из корпуса, фронтового устройства с горелками, огневой части и смесительного устройства.

Воздухоподогреватель выполнен из профильных листов и состоит из двух секций. Движение продуктов сгорания через подогреватель осуществляется одним ходом по каналам двуугольной формы, образованным штампованным профилем листов, между которыми также движется и подогреваемый воздух.

Валоповоротное устройство служит для медленного проворачивания ротора турбокомпрессора. Оно установлено на крышке подшипника переднего блока и передает крутящий момент через шестерню, насаженную на вал турбокомпрессора.

Пусковой турбодетандер предназначен для запуска турбоагрегата. Он установлен на блоке переднего подшипника компрессора, соединяется с ротором осевого компрессора зубчатой передачей и снабжен расцепным устройством. Турбодетандер раскручивает вал турбокомпрессора до скорости вращения, при которой турбина высокого давления начинает самостоятельно вращать компрессор.

Соединение роторов центробежного компрессора и турбины низкого давления осуществляется при помощи промежуточного вала с зубчатыми соединительными муфтами. Конструкция газоперекачивающего агрегата представлена на рисунке 1.

 

1 – валоповоротное устройство; 2 – входной направляющий аппарат; 3 – промежуточные направляющие аппараты; 4 – осевой воздушный компрессор; 5 – турбина высокого давления (ТВД); 6 – турбина низкого давления (ТНД); 7 – выхлопной патрубок с отводом газов в бок; 8 – ротор турбины низкого давления.

Рисунок 1 – Продольный разрез газоперекачивающего агрегата ГТК – 10М

Масляная система агрегата состоит из главного маслонасоса, который установлен на валу турбины высокого давления, пускового электронасоса, насосов уплотнения ЦБН, резервного маслонасоса, маслобака, аккумулятора масла, маслопроводов с арматурой, подогревателя масла и фильтров тонкой очистки.

Система управления, регулирования и защиты агрегата обеспечивает:

 поддержание заданной скорости вращения вала ЦБН;

 поддержание заданного перепада давления между маслом уплотнения и газом в полости центробежного компрессора;

 управление операциями пуска и останов агрегата;

 защиту агрегата от недопустимых режимов работы.

Пуск, загрузка, управление и останов турбоагрегата осуществляется автоматически с центрального щита управления или щита агрегата.

Система контроля осуществляет дистанционное измерение основных эксплуатационных параметров.

1.2.3 Центробежный компрессор типа 370 – 18 – 1.

Центробежный компрессор типа 370-18-1 предназначен для сжатия природного газа, транспортируемого по магистральному газопроводу. Привод центробежного нагнетателя осуществляется от газотурбинной установки номинальной мощностью 10,3 МВт. На рисунке 3 изображен разрез нагенатателя 370 – 18 – 1.

Физико-технические данные газа, которые поступают в ЦБН:

 Пределы изменения температуры газа на входе в ЦБН от минус 20 до +50 С;

 Максимальная влажность – состояние насыщения при условии всасывания;

 Сжимаемый газ не токсичен, горюч, взрывоопасен при объемной доле газа в воздухе от 5 % до 15 %;

 Массовая концентрация примесей твердых частиц свыше 20 мкм должна быть не более 5 мг/м3;

 Содержание в газе реагентов, вызывающих коррозию металлов, не более:

a. сероводорода – 20 мг/м3;

b. натрия, калия – 3 мг/м3.

Технические характеристики центробежного компрессора Н-370-18-1 представлены в таблице 3.

Таблица 3 – Технические характеристики ЦБК Н-370-18-1

Наименование параметра Один нагнетатель Два последовательно работающих нагнетателя Три последовательно работающих нагнетателя

1 Производительность объемная, отнесенная к 20 С и 0,1013 МПа (760 мм. рт. ст.) 416,6 м3/с

36 млн. м3/сут 428,2 м3/с

37 млн. м3/сут 439,8 м3/с

38 млн. м3/сут

2 Производительность объемная одного или первого из группы последовательно работающих нагнетателей 6,05 м3/с

363 м3/мин 7,67 м3/с

460 м3/мин 8,83 м3/с

530 м3/мин

3 Давление газа конечное, абсолютное, при выходе из нагнетательного патрубка работающих нагнетателей 7,45 МПа

76 кгс/см2 7,45 МПа

76 кгс/см2 7,45 МПа

76 кгс/см2

4 Мощность, потребляемая первым нагнетателем 9,9 МВт 9,33 МВт 8,5 МВт

5 Мощность, потребляемая вторым нагнетателем - 9,97 МВт 9 МВт

6 Мощность, потребляемая третьим нагнетателем - - 9,5 МВт

7 Температура газа при выходе из патрубка нагнетателя 33С 49С 66С

Регулирование режимов работы ЦБН осуществляется изменением частоты вращения турбины низкого давления в диапазоне от 3700 до 5100 об/мин (от границы помпажа до максимальной степени повышения давления газа 1,21).

Пуск ГПА производится под полным давлением компримируемого газа. Направление вращения ротора ЦБН – правое, то есть по часовой стрелке, если смотреть со стороны привода. Вал ротора ЦБН жесткий, первая критическая частота вращения ротора при прямой процессии 6200 об/мин.

Масса центробежного компрессора – 25,0 тонн, длина – 2767 мм, ширина – 2920 мм, высота – 2907 мм.

 

1 – зубчатая муфта; 2 – гильза; 3 – лопаточный диффузор; 4 – рабочее колесо; 5 – крышка; 6 – корпус; 7 – клиновые прокладки; 8 – анкерные болты.

Рисунок 2 – Продольный разрез нагнетателя 370 – 18 – 1

Центробежный компрессор с аккумулятором масла и маслопроводом образует единый транспортный и монтажный блок. ЦБН выполнен в виде одноступенчатой центробежной машины с консольно расположенным рабочим колесом и с тангенциальным подводом и отводом газа. Патрубки корпуса ЦБН (всасывающий и нагнетательный) с внутренним диаметром 680 миллиметров расположены соосно и соединяются с газопроводом при помощи сварки. Вся ходовая часть ЦБН, включающая в себя ротор, подшипники, торцевое уплотнение, заключена в специальную гильзу, устанавливаемую в корпусе. Такая конструкция ЦБН позволяет при необходимости производить быстрый его ремонт за счет установки запасной гильзы. Центробежный компрессор устанавливается непосредственно на железобетонном фундаменте на клиновых прокладках без промежуточной фундаментной рамы вне помещения привода и отделена от последнего герметичной перегородкой. Корпус ЦБН состоит из стального цилиндра, который закрывается крышкой со смонтированной на ней всасывающей и сборной кольцевой камерами. В торцевой стенке цилиндра выполнены каналы подвода масла к торцевому уплотнению и опорному подшипнику (переднему), канал подвода газа из нагнетательного трубопровода и каналы слива протечек масла в поплавковую камеру. В верхней части цилиндра выполнены приливы для крепления опоры аккумулятора масла, который предназначен для подачи масла на торцевое уплотнение и опорный вкладыш на время работы выбега ротора ЦБН при отказе в работе насосов уплотнения.

Нагнетатель располагают во взрывоопасном помещении и отделяют от газотурбинного привода герметичной стенкой.

Приводом нагнетателя является газовая турбина ГТК 10-4. Вал турбины низкого давления соединен приставным валом с нагнетателя. Газовая турбина работает за счет перекачиваемого газа.

1.2.4 Компримирование газа

Компримирование газа осуществляется одним, двумя или тремя последовательно или параллельная работа одиночных, а также групп последовательно включенными газоперекачивающими агрегатами. Газоперекачивающий агрегат представляет собой газотурбинную установку типа ГТК-10М с центробежным компрессором природного газа Н-370-18-1.

1.3 Очистка газа

Очистка газа от механических примесей и жидкости до компримирования осуществляется 5-ю пылеуловителями типа ГП 144.00.000 и 1-м пылеуловителем типа ГП 628.00.000 производства ПО «Салаватнефтемаш», подключенных в работу параллельно. Технические характеристики пылеуловителей типа ГП 144.00.000 и ГП 628.00.000 приведены в таблице 4.

Таблица 4 – Характеристики пылеуловителей

Наименование параметра Значение

ГП 144.00.000 ГП 628.00.000

1 Давление рабочее, Рраб, МПа До 7,5

2 Давление расчетное, Рр, МПа 7,5

3 Давление пробное при гидравлическом испытании

Рпр, МПа 9,5 10,7

4 Температура рабочая среды, Траб, С 0 до 100 от минус 20 до +80

5 Температура расчетная стенки, Трасч, С 100

6 Минимальная допустимая температура стенки аппарата, находящегося под давлением, Тmin, С минус 30

7 Среда Природный газ, механические примеси и конденсат

8 Характеристика среды Взрывоопасная, токсичная, некоррозийная

9 Допустимое содержание механических примесей, мг/нм3 от 80 до 100

10Допустимое содержание жидкости в газе, см3/нм3 до 30

11 Емкость, V, м3 25 20

Циклонный пылеуловитель представляет собой аппарат цилиндрической формы диаметром 2000 мм, оборудованный трубопроводной арматурой для технологических переключений и имеющий средства службы контрольно-измерительных приборов и автоматики (КИПиА) для контроля за работой.

Аппарат содержит 3 секции:

 секция ввода газа;

 секция очистки газа;

 осадная секция (секция сбора уловленной пыли и жидкости).

Секция ввода газа состоит из входной трубы DN 500, распределяющей газовый поток по циклонам (ГП 144.00.000 – 6 циклонов, ГП 628.00.000 – 7 циклонов). Циклоны с помощью сварки крепятся к донышку, которое разделяет аппарат на очистную и осадную секцию.

Секция очистки состоит из корпуса, винтового завихрителя, трубы выхода очищенного газа и дренажного конуса, по которому жидкие и твердые частицы попадают в осадную секцию.

Нижняя часть аппарата является сборником пыли и влаги, выделяющихся из газа после прохождения в циклонах.

На линии входа газа в пылеуловители установлены:

 шаровой кран с ручным приводом DN 500 мм;

 обводной шаровой кран с ручным приводом DN 50 мм;

 преобразователь температуры ТСМУ-014.

На линии выхода газа из пылеуловителей установлены:

 шаровой кран с ручным приводом DN 500 мм;

 линия сброса газа на свечу с ручным шаровым краном DN 50 мм;

 манометр.

Пылеуловитель работает следующим образом: неочищенный газ через штуцер входа поступает в секцию ввода газа, проходит через циклонные элементы, где за счет закручивания потока газа в завихрителе происходит очистка газа. Отсепарированные в циклонных элементах механические примеси или конденсат собираются в сборнике в нижней части аппарата, откуда удаляются через дренажный штуцер при периодической продувке по мере накопления.

Число пылеуловителей определяется из условия, чтобы при отключении одного аппарата, оставшиеся в работе обеспечивали необходимую степень очистки проектного объема газа при потерях давления не более 0,04 МПа.

В соответствии с рисунком 3 общий вид пылеуловителя выглядит следующим образом:

1 - верхняя секция; 2 - входной патрубок; 3 - выходной патрубок; 4 - циклоны; 5 - нижняя решетка; 6 - нижняя секция; 7 - люк-лаз; 8 - дренажный штуцер; 9 - штуцеры контролирующих приборов; 10 - штуцеры слива конденсата.

Рисунок 3 - Пылеуловитель

1.3.1 Эксплуатация пылеуловителя.

Эксплуатация аппарата с параметрами, превышающими его технические характеристики, не допускается.

Для предотвращения преждевременных повреждений деталей и узлов, установленных внутри аппарата, для исключения забивания крупными механическими примесями магистральный газопровод должен периодически очищаться с помощью поршней.

В автоматическом режиме или периодически, не реже четырех раз в сутки, вручную производится слив жидкости в конденсатную емкость. Очистка от шлама нижней части осадительной секции аппарата производится с той же периодичностью.

Работа аппаратов в условиях образования льда или кристаллогидратов не допускается. В случае образования в аппарате ледяных пробок разогрев их производится паром или горячей водой. Разогрев, открытым огнем запрещается.

Аппарат останавливается при следующих условиях:

 повышении рабочего давления выше паспортного;

 повышении перепада давления выше 0,6 кг/см2;

 обнаружении на элементах аппарата трещин, выпучин, пропусков и потения сварных швов и при разрыве уплотнительных прокладок.

При остановке аппарата в результате повышения допустимого перепада давления, пылеуловитель вскрывается, циклоны тщательно очищаются от механических примесей. Очистке и промывке также подлежит и нижняя часть аппарата.