1.4 Очистка газа от сероводорода и углекислого газа

Многие природные газы содержат примесь сероводо­рода, который является сильным корродирующим ве­ществом. Сероводород ядовит, содержание его в возду­хе в количестве 0,2 % вызывает потерю сознании и смерть; а при меньших концентрациях и длительном воз­действии вызывает острые отравления. Предельно до­пустимое содержание сероводорода в воздухе производственных помещений не должно превышать 10 мг/м³, а в газе, используемом для бытовых нужд, — 20 мг/м³(СО₂ до 2 %). Очистка газа от сероводорода в основном осуществляет­ся водным раствором этанол- амина: моноэтаноламином (МЭА), диэтаноламином (ДЭА), триэтаноламином (ТЭА). При использованни моноэтаноламина степень извлечения сероводорода из газа доходит до 98 %. Рас­ход моноэтаноламина на I млн. м³ газа составляет 3— 7 кг.

1.5 Одоризация газа

Очищенный природный газ не имеет ни цвета, ни за­паха, поэтому для обнаружения его утечек газ предва­рительно одорируют, т. е. добавляют специальные вещества, обладающие сильным специфическим запахом. В качестве одорантов применяют вещества, содержащие меркаптановую основу. Наиболее часто используют этилмеркаптан С₂Н₅SH. Среднегодовая норма расхода этилмеркаптана для одоризации природного газа состав­ляет 10 г на 1000 м³ газа.

Для ввода одоранта в газопровод применяют в основ­ном два типа установок — барботажную и капельную.

Одной из современных одоризационных установок является универсальный автоматический одоризатор УОГ-1. В основном одорируют газ на головных соору­жениях магистрального газопровода, но иногда только на газораспределительной станции (ГРС).

2. Технологический расчет мг

2.1 Состав сооружений и классификация магистральных газопроводов

Магистральным газопроводом (МГ) называется трубопровод, предназначенный для транспортировки газа из района добычи или производства в район его потребления или трубопровод, соединяющий отдельные газовые месторождения. Все магистральные трубопроводы, как правило, прокладываются подземно (0,8 м до верхней образующей трубы)[1]. Прокладка по поверхности земли в насыпи (наземная прокладка) и на опорах (надземная прокладка) допускается только как исключение.

Система доставки продукции газовых месторождений до потребителей представляет собой единую технологическую цепочку. С месторождений газ поступает через газосборный пункт по промысловому коллектору на установку подготовки газа, где производится осушка газа, очистка от механических примесей, углекислого газа и сероводорода. Далее газ поступает в систему магистрального газопровода (рис.2.1).

Рис. 2.1 – Состав промысловых сооружений и магистрального газопровода:

1 – промыслы; 2 – газосборный пункт; 3 – промысловый коллектор; 4 – установка подготовки газа; 5 – головная компрессорная станция (ГКС); 6 – магистральный трубопровод; 7 – промежуточная КС; 8 – линейные запорные устройства; 9 – подводный переход с резервной ниткой; 10 – переход под железной дорогой; 11 – отвод от магистрального газопровода; 12 – газораспределительная станция (ГРС); 13 – конечная ГРС; 14 – станция подземного хранения газа (СПХГ); 15 – газорегуляторный пункт (ГРП); 16 – тепловая электростанция; 17 – газоперерабатывающий завод (ГПЗ).

В состав магистрального газопровода входят следующие основные объекты:

• головные сооружения;

• компрессорные станции;

• газораспределительные станции;

• станции подземного хранения газа;

• линейные сооружения.

На головных сооружениях производится подготовка газа, его учет и компримирование с целью дальнейшей транспортировки.

В комплекс по подготовке газа входят установки по его очистке от механических примесей, влаги, углекислого газа и гелия. Этот комплекс размещается на территории компрессорной станции.

Компрессорные станции (КС) размещаются по трассе газопровода с интервалом 80…120 км и служат для восстановления давления перекачиваемого газа. В большинстве случаев КС оборудуются центробежными нагревателями с приводом от газотурбинных установок или электродвигателей. В настоящее время газотурбинным приводом оснащено более 80% всех КС, а электроприводом – около 12%.

Газораспределительные станции (ГРС) предназначены для снижения (редуцирования) давления газа до рабочего давления газораспределительной системы потребителей. ГРС также оборудуются узлами учета и установками отчистки и одоризации газа (придания ему специфического запаха для облегчения обнаружения утечки газа с целью предупреждения взрывоопасных ситуаций и отравления людей).

После ГРС газ поступает в газовые сети населенных пунктов, которые подают его к месту потребления. Снижение и поддержание в необходимых пределах давления газа в газораспределительных сетях осуществляется на газорегуляторных пунктах (ГРП).

Для сглаживания неравномерности потребления газа крупными населенными пунктами сооружаются станции подземного хранения газа (СПХГ). Для закачки газа в подземное газохранилище СПХГ оборудуется собственной дожимной компрессорной станцией (ДКС).

К линейным сооружениям относятся собственно магистральный трубопровод, линейные запорные устройства, узлы очистки газопровода, переходы через искусственные и естественные препятствия, станции противокоррозионной защиты, дренажные устройства, линии технологической связи, отводы от магистрального газопровода для подачи части транспортируемого газа потребителям и сооружения линейной эксплуатационной службы (ЛЭС).

Расстояние между линейными запорными устройствами (кранами) должно быть не более 30 км. Управление линейными кранами следует предусматривать дистанционным из помещения операторной компрессорной станции, а также ручным по месту. Линейная запорная арматура должна оснащаться автоматическими механизмами аварийного перекрытия (при падении давления на 10–15 % в течение 1–3 минут).

В зависимости от условий прокладки и эксплуатации МГ участки делятся на пять категорий:

IV - газопроводы диаметром менее 1200 мм;

III - остальные газопроводы;

II - трубопроводы, прокладываемые по территории распространения вечномерзлых грунтов, переходы через болота II типа, газопроводы диаметром менее 700 мм, пересекающие поймы рек;

I - переходы газопроводов через водные препятствия, узлы пуска и приема очистных устройств;

В - газопроводы на территории станций.

Прокладка газопроводов может осуществляться однониточно или параллельно другим трубопроводам - в техническом коридоре.

При параллельной прокладке двух и более магистральных газопроводов в одном технологическом коридоре предусматривается соединение их перемычками с запорной арматурой. Перемычки следует размещать на расстоянии не менее 40 км и не более 60 км друг от друга у линейных кранов, а также до и после компрессорных станций. Если давление в нитках разное, то перемычки оборудуют узлами редуцирования.

На обоих концах участков газопроводов между кранами, на узлах подключения компрессорных станций (КС) и узлах приема и запуска очистных устройств следует предусматривать установку продувочных свечей на расстоянии не менее 15 м от запорной арматуры при диаметре до 1000 мм и не менее 50 м при диаметре газопровода 1000 мм и более. Диаметр продувочных свечей должен определяться из условия опорожнения участка между запорной арматурой за 1,5–2 часа. Высота продувочной свечи должна быть не менее 3 м от уровня земли.

Эксплуатируемые в настоящее время газопроводы имеют рабочее давление 5,45 и 7,35 МПа и степень сжатия 1,45–1,50. Длина участка между КС при этом составляет 100–150 км. В конец газопровода газ поступает с давлением 1,5–2 Мпа. По пути газ выдается потребителям через газораспределительные станции.

Узлы очистки газопровода совмещают с узлами подключения КС. Для контроля положения очистных устройств в газопроводе следует предусматривать установку сигнализаторов (датчиков) за 1000 м до и после узла приема и запуска очистных устройств. На узлах очистки предусматриваются узлы сбора продуктов очистки полости газопровода.

Объем коллектора-сборника принимают по расчету в зависимости от загрязненности газа и устанавливаемого цикла очистки, но не более:

300 м³ - для газопровода диаметром 1020 и 1220 мм;

500 м³ - для газопровода диаметром 1420 мм.

Коллектор-сборник изготавливается подземным из таких же труб, как и газопровод на участках I категории.

Вспомогательные линейные сооружения магистрального газопровода принципиально не отличаются от сооружений магистрального нефтепровода. К ним относятся линии связи, вдольтрассовые дороги, вертолетные площадки, площадки аварийного запаса труб, усадьбы линейных ремонтеров и т. д.

В зависимости от конкретных условий эксплуатации состав сооружений магистрального газопровода может изменяться. Так, на газопроводах небольшой протяженности может не быть промежуточных КС. Если в добываемом газе отсутствует сероводород или углекислый газ, то необходимость в установках по очистке от них отпадает. Станции подземного хранения газа обычно сооружаются только вблизи крупных городов или районов газопотребления.

Для компримирования газа КС оборудуется газоперекачивающими агрегатами (ГПА), состоящих из компрессора и приводящего его двигателя. На КС используются ГПА с поршневыми и центробежными компрессорами.

На МГ с суточной производительностью до 10 млн. м³ используются поршневые ГПА. В качестве привода чаще всего применяют двигатели внутреннего сгорания. В настоящее время на МГ используются следующие типы поршневых ГПА;

10ГКН, Q = 1,0-1,2 млн. м³/сут;

МК8 , Q = 1,5-5,0 млн. м³сут;

ДР12, Q = 8,0-13,0 млн. м³сут.

Более 97% ГПА оборудованы центробежными нагнетателями (ЦН). Из них 85% имеют в качестве привода газотурбинные установки (ГТУ), остальные приводятся во вращение от электродвигателей.

Для привода ЦН используются три типа ГТУ:

• стационарные ГТН и ГТК;

• авиационные ГПА-Ц;

• судовые ГПУ.

Мощность ГТУ этих типов ГПА составляет 6,10,16,25 МВт. Суточная производительность 10-50 млн.м³., а давление на выходе станции – 10 МПа. В электроприводных ГПА используются в основном синхронные электродвигатели мощностью 4-12,5 МВт. Суточная производительность ЭГПА составляет 13-37 млн. м³.

В центробежных ГПА используются нагнетатели со степенью сжатия ε =1,23-1,27 и ε =1,35-1,5 (полнонапорные ЦН). В настоящее время отдается предпочтение полнонапорным ЦН.

Обычно центробежные нагнетатели работают группами по два или три последовательно, и несколько групп могут быть включены на параллельную работу.

При высоком пластовом давлении газа в первый период эксплуатации месторождения газопровод может работать без головной компрессорной станции. На всех компрессорных станциях газ очищается в пылеуловителях от механических примесей. Кроме того, на головной станции возможны осушка газа, очистка от сероводорода и углекислого газа и одоризация природного газа.

Для каждого линейно-производственного управления (ЛПУ) МГ следует предусматривать телемеханизацию линейной части газопровода в границах данного управления. Телемеханизация линейных сооружений МГ должна предусматриваться в границах участков между КС. Предусматривается контроль температуры грунта на глубине заложения оси трубопровода в середине участка между КС с установкой датчиков и передачей (по требованию) данных в диспетчерский пункт КС.

Исходя из величины рабочего давления, магистральные газопроводы подразделяются на два класса:

• 1-й класс – при рабочем давлении свыше 2,5 МПа до 10 МПа включительно;

• 2-й класс – при рабочем давлении свыше 1,2 МПа до 2,5 МПа включительно.