Меню Рубрики

Установки для очистки и осушки газа

Осушка газа: определение, характеристика, способы и виды работы, применение установки и специального оборудования

На сегодняшний день известно множество разнообразных примесей. К примеру, это могут быть механические загрязнения. Они содержатся как в сжатом воздухе, так и в самом природном газе. После того как эти примеси попадают в установки, к примеру в магистрали по перекачке газа, то все приборы, работающие в этом месте, подвергаются воздействию данных частиц. Это приводит к тому, что сильно увеличивается их износ.

Влага в качестве примеси

Естественно, нужно понимать, что механические примеси — это не единственная проблема. Довольно большую опасность несет такое вещество, как обычная жидкость, вода. Как бы это ни звучало странно, но именно во время добычи природного газа проблема с водой стоит достаточно остро. Это выражается в том, что возможно образование водяных паров. Их возникновение, а также плотность зависит от расположения места добычи. Хотя здесь важно отметить, что пары такого типа присутствуют в любом случае, просто их концентрация может быть разной.

Чем опасна влага?

Причина достаточно очевидна — коррозия металлических труб, по которым перемещается газ. В основном все приборы, как и трубопроводы, состоят именно из сплавов железа. Наличие влаги внутри такой трубы приведет к тому, что образуются гидраты. Кроме этого, не исключено образование и обычного льда. Наличие любой из этих примесей приведет к следующему эффекту: внутри образуется пробка, которая будет препятствовать транспортировке природного газа. Кроме того, появление гидратов нарушает работу большинства регулирующих органов, отвечающих за поддержание должного давления.

Из всего этого следует, что осушка газа — процедура удаления такой примеси, как влага. Данная проблема стоит наиболее остро именно при транспортировке голубого топлива. Здесь также стоит добавить, что большинство установок по добыче летучего вещества находятся вдали от инфраструктуры, на Крайнем Севере. По этим причинам все установки должны соответствовать некоторым правилам. Первое и наиболее важное требование — это способность функционировать при достаточно широком диапазоне внешних температур, включая наиболее низкие. Второе важное требование — это надежность установок, а третье — доступность в эксплуатации и обслуживании.

Способы осушки

Осушка газа — это метод, который позволяет избавиться от образования гидратов или ледяных пробок. В настоящее время различают четыре основных метода проведения этой операции.

  1. Охлаждение. В данном случае используется холод, как естественный, так и искусственно созданный.
  2. Метод абсорбции предполагает использование жидких поглотителей.
  3. Метод адсорбции проводится с использованием уже твердого поглотителя.
  4. Еще один способ является комбинированным. К примеру, можно использовать абсорбцию и охлаждение.

Способ охлаждения газа

Первый способ осушки газа — это охлаждение. Метод основывается на том, что влажность газа изменяется в зависимости от окружающей температуры. К примеру, если охладить газ, который до этого был теплым, то часть влажного пара сконденсируется. Конденсат, который выпадет в данном случае, достаточно просто удалить, а сам газ будет иметь более низкую точку росы. Для того чтобы достичь необходимой осушки газа таким способом, нужно, чтобы он охладился до температуры, которая будет немного ниже, чем минимальный показатель в трубопроводе.

Что касается естественного охлаждения, то он возможен в течение зимнего периода и в том случае, если трубопровод был проложен над землей. Также температура воздуха должна быть ниже, чем показатели почвы. Есть еще один способ, который можно использовать. Для этого необходимо, чтобы месторождение обладало запасами природного и нефтяного газа. В таком случае появляется возможность охладить нефтяной газ холодом в теплообменнике. Холод берется в нем после процедуры дросселирования природного топлива. Проводить охлаждение можно и дросселированием нефтяного газа.

Есть еще один способ охлаждения, который часто применяется на разных заводах по переработке газа. Искусственный метод проводится с использованием аммиака или пропана. Для этого проводится испарение этих веществ. Так, стоит отметить, что осушка природного газа охлаждением в любом случае будет частично удалять такие вещества, как тяжелые углеводороды.

Жидкие поглотители

Абсорбционная осушка газа, а точнее ее суть, заключается в том, что некоторые жидкие вещества способны впитывать в себя влагу из воздуха. Для того чтобы вещество можно было использовать в качестве такого поглотителя, оно должно подходить по нескольким требованиям:

  • влагоемкость вещества должна быть очень высокой;
  • поглотитель не должен быть токсичным;
  • стабильность;
  • предмет не должен обладать корродирующими характеристиками;
  • растворимость поглотителя в таком веществе, как газ или жидкий углеводород, должна быть минимальной;
  • регенерация поглотителя — простая.

Наилучшие вещества, которые подходят под это описание, — ДЭГ и ТЭГ. Расшифровываются они как диэтиленгликоль и триэтиленгликоль. Если рассматривать в основном только российские места и способы добычи, то чаще всего используется именно ДЭГ. В качестве вещества применяют такой химический реагент, как хлористый кальций.

Поглотители твердого типа

Адсорбционная осушка газа построена примерно на том же принципе, что и предыдущий метод, однако вместо жидкого вещества здесь используются твердые материалы. В данном случае эти предметы называют адсорбентами. Они отличаются тем, что их площадь достаточно большая, к тому же вся она покрыта множеством капиллярных пор. В качестве таких материалов можно успешно применять такое сырье, как активированная окись алюминия, боксит, флорит и несколько других веществ.

Здесь очень важно отметить, что если газ предварительно не пройдет очистку от некоторых других примесей, таких как тяжелые углеводороды или сероводород, то способность адсорбентов впитывать влагу будет значительно снижена. Это говорит о том, что схема осушки газа не может использоваться как самостоятельная система. Чтобы осуществить регенерацию твердых поглотителей, нужно использовать либо сухой горячий газ, либо воздух.

Конструкция установок для осушки

Оборудование для осушки состоит из нескольких сборных элементов, они оборудованы всеми средствами контроля, а также управления для выполнения операции. Все это оборудование отличается следующими особенностями:

  • процесс регенерации осуществляется в полностью закрытом контуре, к тому же без потребления природного топлива;
  • в состав входят логические схемы автоматического типа, отвечающие за управление и контроль всей системы;
  • рама-основание для этого приспособления стоит отдельно;
  • обслуживание и использование таких установок максимально простое;
  • гибкость станций и их надежность достаточно высоки;
  • при сборке они изготавливаются таким образом, чтобы оборудование могло функционировать на 100 % при условии очень низких температур.

Устройства с жидкими поглотителями

Если в качестве метода осушки газа был выбран абсорбционный, то в таком случае основным аппаратом будет абсорбер. Это вполне объяснимо. Установка осушки газа имеет и другие элементы, однако этот является наиболее важным. Абсорбер представляет собой барботажную колонну, использующуюся в качестве массообмена. Также здесь имеются специальные тарелки, у которых есть колпаки круглой или конусной формы. Они будут отвечать за то, чтобы на тарелках всегда поддерживался необходимый уровень жидкости.

Использование методов осушки

Как можно заметить, существует некоторое количество разнообразных методов осушки газа, однако стоит добавить, что их не всегда удается использовать. При выборе метода очень важно учитывать местность, где проводится добыча и, естественно, экономические затраты и выгоду.

Таким образом, в лабораториях чаще всего применяется лишь один — химический способ осушки. Здесь важно понимать, что на самом деле существует очень много веществ, которые могут выступать в роли абсорбентов или адсорбентов.

Хотя проблема заключается в том, что использование химических веществ — это одноразовый процесс, подобный факт означает, что его применение полностью не рентабельно в индустриальном масштабе. Учитывая достаточно большие объемы газовой индустрии в России, можно сделать вывод, что это будет весьма затратно. Все это подтолкнуло индустрию к развитию полностью физических методов осушки. В конце стоит лишь добавить, что метод абсорбции с точки зрения экономических затрат, а также сложности технического исполнения намного проще и дешевле, чем адсорбция, что и обусловило распространение жидких поглотителей.

источник

Осушка газа

Осушка газа – это операция удаления влаги из газов и газовых смесей, которая обычно предшествует транспортировке природного газа по трубопроводам или низкотемпературному разделению газовых смесей на компоненты.

Для чего нужна осушка газа?

В данном случае, «сушить» = «удалять воду». Вода, в тех или иных количествах, присутствует в любом газе. Большинство сырых газов, не прошедших газоподготовку являются влагонасыщенными – т.е. содержат максимум воды при каких-то фиксированных давлениях и температуре. При этом речь идет не о воде в свободной форме, которая может каплями лететь с газом и удаляется с помощью сепараторов , а о парах воды, для удаления которой требуются другие технологии и соответствующее оборудование.

Читайте также:  Установка wifi lenovo b590

Осушка обеспечивает непрерывную эксплуатацию оборудования и газопроводов , предотвращая гидратообразование и возникновение ледяных пробок в системах. Наиболее важные методы осушки газа основаны на абсорбции или адсорбции влаги, а также на ее конденсации при охлаждении газа. Для проводимого осушительного процесса характерен такой показатель, как точка росы.

Существующие технологии осушки газа в промысловых условиях можно разделить на две большие группы:

  • абсорбционная – технология с использованием жидких поглотителей;
  • адсорбционная – технология с использованием твердых поглотителей.

Способы осушки газа

Воду из газа, как и любой другой компонент, можно удалять физическим методом (адсорбцией, абсорбцией, мембранами, конденсацией (холодом)), химическими методами (CaCL2 и пр.) и их бесконечными гибридами.

Коммерческое применение нашли следующие способы, расположенные в данном списке в порядке убывания популярности:

  1. Абсорбция Гликолевая осушка
  2. Адсорбция Цеолиты, силикагели или активированный алюминий
  3. Конденсация Охлаждение с впрыском ингибиторов гидратообразования (гликолей или метанола)
  4. Мембраны На основе эластомеров или стеклообразных полимеров.
  5. Химический метод Гигроскопичные соли обычно хлориды металлов (CaCL2 и пр.)

Подавляющее количество установок в мире основаны на первых двух способах.

Абсорбционный метод осушки газа — Гликолевая осушка

Гликолевая осушка — самый распространённый способ, используемый для умеренной осушки газа, достаточной для транспортировки по трубопроводам, в том числе и магистральным, и использовании такого газа в качестве топливного.

Методы осушки гликолями обеспечивают требования «СТО Газпром 089-2010 Газ горючий природный, поставляемый и транспортируемый по магистральным газопроводам».

Типовые установки гликолевой осушки газа позволяют достигать ТТР (Температуры Точки Росы) по воде в диапазоне -10°…-20° С.

Существуют и более продвинутые (и, естественно, более дорогие) модификации гликолевых осушек, основанных на процессах известных под названиями, данными им изначальными патентообладателями – такими как Drizo, Coldfinger и прочими, и позволяющие достигать ТТР до -80° С.

Основные преимущества абсорбционного метода осушки газа:

· Не высокие перепады давления

· Низкие эксплуатационные расходы

· Возможность осушки газов с высоким содержанием веществ, разрушающих твёрдые сорбенты

К недостаткам данного способа относят:

· Необходимость повышения температуры газа выше 40° С

· Возможность вспенивания поглотителей

Оборудование для гликолевой осушки

Стандартная гликолевая осушка состоит из двух основных блоков:

— абсорбера тарельчатого или насадочного типа

— блока регенерации гликоля

Адсорбционный метод осушки газа

Адсорбционные установки осушки газа, в основном, применяются для глубокой осушки газа (ТТР по воде -40°…-100°С) в составе криогенных заводов. Одним из свойств адсорбционных установок является принципиальная возможность одновременного удаления и воды и целого ряда примесей (углеводородов, кислых газов и пр.). Однако, использование адсорбционных установок для многокомпонентной очистки газа целесообразно только при низких «следовых» концентрациях удаляемых компонентов.

Основные преимущества адсорбционного метода осушки газа:

· Продолжительный срок службы адсорбента

· В широком диапазоне технологических параметров достигается низкая точка росы и высокая ее депрессия

· Изменение температуры и давления не оказывает существенного влияния на качество осушки

· Процесс отличается простотой и надежностью

· Большие капитальные вложения

· Высокие эксплуатационные затраты

· Загрязнение адсорбента и частая его замена или очистка

· Отсутствие надежности непрерывного цикла технологического процесса

Оборудование, применяемое при данном способе

Стандартная установка адсорбционной осушки газа состоит из блоков:

— два – четыре адсорбера колонного типа с гранулированным адсорбентом

Другие способы осушки газа

Конденсация, мембраны и прочие способы также обладают свойствами многокомпонентного очистки газа, однако в отличии от адсорбционной осушки газа они применяются для удаления основной массы нежелательных компонентов. Можно сказать, что адсорбционная установка является инструментом «тонкой» очистки газа, а конденсация и мембраны – «грубой».

Конденсация используется при необходимости достижения удаления углеводородов и воды (ТТР по воде/углеводородам 0…-20°С); в этом же диапазоне находят свое применение и мембраны, которые также могут обеспечить удаление некоторого кол-ва кислых газов.

Примеры требований к содержанию газов в воде:

Инжиниринговая компания «ГазСёрф» на заказ разрабатывает, производит сборку и осуществляет комплексную поставку «под ключ» установки осушки газов в блочно-модульном исполнении.

источник

Способы очистки и осушки газа

Различают очистку от твердой взвеси и очистку от сероводорода и углекислоты.

Очистка газа от твердых взвесей перед подачей его в газопровод имеет особо важное значение, так как от качества очистки зависит надежность работы всей газопроводной системы и оборудования употребителей. Твердые взвеси (частицы пыли) различаются по раз­меру: крупные — 100—500 мкм, мелкие — 10—100 мкм, тонкие — 0,1—10 мкм и весьма тонкие — менее 0,1 мкм. Содержание (кон­центрация) твердой взвеси в газовых потоках (запыленность) ко­леблется от 3 до 20 г на 1000 м 3 газа и зависит от диаметра газо­провода, состава газа, срока службы газопровода и других причин.

Необходимость очистки газа от сероводорода и углекислоты обусловлена санитарно-гигиеническими требованиями к горючим газам, требованиям противокоррозионной защиты труб, оборудо­вания и приборов, технологией переработки природных газов.

Осушка газа от капельной жидкости осуществляется для пред­отвращения ее скопления и образования кристаллогидратов и ледя­ных пробок в трубопроводе. Выбор способа очистки и осушки газа зависит от технико-экономических факторов, а также от местных условий и требований к степени осушки газа. Для одновременной очистки и осушки газа применяют комбинированные установки.

Очистка газа от механических примесей (пыли) осуществляется в аппаратах, различающихся по принципу действия на аппараты сухого и мокрого отделения пыли. К аппара­там сухого отделения пыли относятся гравитационные сепара­торы, различные фильтры и циклонные пылеуловители, принцип действия которых основан на отделении пыли главным образом за счет сил тяжести твердых примесей и инерции. Гравитационные сепара­торы представляют собой простейшее пылеулавливающее оборудо­вание, котором взвесь газа осаждается под действием сил тяжести примесей и в результате снижения скорости протекания газа в отстойных камерах. В циклонных сепараторах взвесь осаждается под действием центробежных сил. Эти аппараты улавливают частицы диаметром свы­ше 40 мкм.

К аппаратам мокрого отделения пыли относятся главным образом масляные пылеуловители. Принцип действия этих аппаратов основан на смачивании взвеси газа промы­вочной жидкостью, которая отде­ляется от газового потока, выводится из аппарата для регенерации или от­стоя и затем возвращается в аппарат. Пылеуловители выпускаются различ­ных типоразмеров диаметром 500— 2400 мм и давлением 0,6—6,4 МПа (6—64 кгс/см 2 ). По форме они бывают вертикальными, горизонтальными и шаровыми. На рис. 52 представлен распространенный тип вертикального масляного пылеуловителя с жалюзийной скрубберной секцией, обеспе­чивающий высокую степень очистки газа от пыли за счет уменьшения скорости потока и контакта с соля­ровым маслом. Газ, подлежащий очистке, проходит через патрубок ввода газа в газопромывочную сек­цию и направляется в контактные газопромывочные трубки, в которых он очищается от твердой взвеси. Очи­щенный от пыли газ с каплями про­мывочной жидкости, содержащей твердую взвесь, выбрасывается в секцию 6, где в результате гравитационных сил осаждаются срав­нительно крупные капли промывочной жидкости, которая по труб­кам 8 возвращается в нижнюю часть аппарата. Газ, пройдя секцию 6, где происходит окончательное отделение газа от капель промывочной жидкости, через выводной патрубок отводится в газопровод, а отсепарированная жидкость направляется в нижнюю часть аппа­рата для отстоя. Горизонтальные пылеуловители (с барботажной промывочной и жалюзийной секциями) и шаровые пылеуловители являются новыми конструкциями, однако по принципу действия и устройству они имеют те же секции, что и у вертикальных пыле­уловителей, т. е. газопромывочную, осадительную и скрубберную.

Рис. 52. Вертикальный масля­ный пылеуловитель с жалюзийной скрубберной секцией:

1— люк-лаз; 2 — штуцера для уров­немера; 3 — патрубок ввода газа; 4 — штуцера для дифмаяометра; 5 — па­трубок вывода газа; 6 — секция осаж­дения пыли; 7 и 8 — контактные и дре­нажные трубки; 9 — трубка для сли­ва и налива промывочной жидкости;

Практика эксплуатации «мокрых» пылеуловителей показывает, что степень очистки газа от твердой взвеси достигает почти 100%. В ма­сляных пылеуловителях в качестве смачивающей жидкости используют соляровое масло марки Л, расход которого составляет около 25 г на 1000 м 3 газа. В маслоуловитель диаметром 2400 мм зали­вают около 2 т масла. Маслоуловители обычно устанавливают груп­пами в комплекте с отстойниками масла.

На рис. 53 дана принци­пиальная схема установки очистки газа при помощи масляных пылеуловителей.

Рис. 53. Схема очистки газа масляными пылеуловителями

Читайте также:  Установка jpg в навигатор

Масло, пройдя группу пылеуловителей 1, посту­пает в отстойники 2, предназначенные для отработанного масла с целью повторного использования. Отстой из них сливается в пере­движную емкость 4. Подача чистого масла из емкостей 5 и 6 осуще­ствляется насосом 7 в аккумулятор 3, из которого масло самотеком поступает в пылеуловители.

При требующейся небольшой пропускной способности применяют висциновые фильтры. Висциновый фильтр (рис. 54) состоит из корпуса и фильтрующих секций со слоем насадки толщиной 70— 250 мм из колец Рашига размером 15×15 х 0,2 или 25 х 25 х 0,5 мм. Фильтры периодически смачивают висциновым маслом. Газ, про­ходя по извилинам колец, изменяет свое направление, и пылинки прилипают к смоченной висциновым маслом поверхности. Очищают фильтры, промывая кольца горячим содовым раствором. Висциновые фильтры изготовляют диаметром 500, 600 и 1000 мм. Расчет про­пускной способности ведут по скорости газа, которую принимают до 1 м/с на полное сечение фильтра.

Очистка газа от сероводорода и углеки­слоты осуществляется на специальных установках — сероочистках, основанных на использовании различных способов очистки. Наиболее эффективным способом является так называемый этаноламиновый.

Этот способ основан на использовании моноэтаноламина, диэта-ноламина и триэтаноламина, позволяющих одновременно извлекать из газа сероводород и углекислоту. На рис. 55 представлена принципиальная схема моноэтаноламинового (МЭА) метода очистки газа. Очищаемый газ поступает в абсорбер 1, где в противотоке контактирует с регенерированным раствором моноэтаноламина (МЭА).

Очищенный газ уходит из абсорбера, а раствор, насыщенный серо­водородом и углекислотой, направляется для подогрева в тепло­обменник 4, а затем на регенерацию в отгонную колонну 5.

Рис. 54. Висциновый фильтр:

1 — сетка; 2 — заглушка; 3 — корпус; 4 — кольца Рашига;

Реге­нерация осуществляется путем подачи пара в кипятильник 6. Выде­ляющиеся при регенерации из раствора сероводород, углекислота и водяные пары поступают в конденсатор 7, где водяные пары кон­денсируются и возвращаются в отгонную колонну; а кислые газы направляются на переработку. Горячий регенерированный раствор охлаждается в теплообменнике и холодильнике и насосом подается снова на орошение абсорбера. Для обеспечения механической и хи­мической чистоты поглотительного раствора предусматривается его фильтрация и перегонка в фильтре 3, сепараторе 8, в холодильнике 2 и перегонном кубе 9. Содержание сероводорода в очищенном газе не должно превышать 2 г на 1000 м 3 .

Осушка газа, т. е. отделение от газа капельной жидкости, на магистральных газопроводах осуществляется на специальных установках, работающих по принципу абсорбции и адсорбции. Абсорбцией называется процесс поглощения газа или пара жидкими поглотителями (абсорбентами), а адсорбцией — процесс поглощения газа или пара твердыми поглотителями (адсорбентами). Наибольшее распространение в газовой промышленности имеет абсорбционный процесс как для осушки газа от водяных паров, так и для извлечения тяжелых углеводородов из природного газа. В первом случае в каче­стве абсорбента используются гликоли, во втором случае — масла. В качестве гликоля в основном используются диэтиленгликоль (ДЭГ) и триэтиленгликоль (ТЭГ), обладающие высокой гигроско­пичностью, стойкостью к нагреву и химическому разложению и сравнительно невысокой стоимостью.

Осушка газа жидкими поглотителями (гликолями) представлена на принципиальной технологиче­ской схеме установки (рис. 56). Влажный газ поступает в нижнюю скрубберную секцию абсорбера 1, где отделяется от капельной жидкости и далее поступает в контактор. В контакторе, двигаясь снизу вверх навстречу абсорбенту, осушается, а затем проходит в верхнюю скрубберную секцию, в которой отделяется от капель абсорбента высокой концентрации, уносимого из верхней тарелки контактора. Осушенный газ из абсорбера поступает в магистральный газопровод по назначению.

Навстречу потоку газа сверху контак­тора подается свежий раствор гликоля, который, собираясь в ниж­ней глухой тарелке, выходит из нее насыщенным водой. Выход насыщенного раствора из контактора регулируется регулятором уровня 2, так что в контакторе все время поддерживается постоян­ный уровень раствора. Насыщенный водой раствор абсорбента из контактора проходит сначала теплообменник 9, выветриватель 3, фильтр 4, затем паровой подогреватель (ребойлер), установленный в нижней части десорбера 5.

Рис. 55. Схема очистки газа от сероводорода и углекислоты раство­ром моноэтаноламина

Водяной пар, отделяющийся из рас­твора, поступает в конденсатор 6, где основная часть его конденси­руется и поступает в сборник конденсата 8. Часть воды из_этого сборника направляется обратно в верхнюю часть колонны для пони­жения температуры подымающихся паров абсорбента, которые, конденсируясь, сливаются вниз, что сокращает потерю абсорбента.

Восстановленный раствор абсорбента с высокой температурой и реге­нерированный до заданной концентрации проходит сначала через теплообменник 9, где охлаждается насыщенным раствором, затем — в теплообменник 10, дополнительно охлаждается водой, поступает опять в контактор для повторного орошения.

В современных установках осушки газа жидкими поглотителями абсорбер (контактор) и десорбер (выпарная колонна) представляют собой колонны тарельчатого типа. Абсорберы и десорберы подбирают на основании технологических расчетов, включающих определение диаметра и числа тарелок. Подбор теплообменников, состоящих из кожухотрубных секций с различным числом трубок, производят в зависимости от требуемой поверхности нагрева.

Рис. 56.Технологическая схема установки осушки газа

Газы: I — сырой; II — сухой; III — регенерированный; IV — охладитель;

V — насыщенный ДЭГ; VI — конденсат; VII — пар; 1—абсорбер;

2 — регулятор уровня; 3 — выветриватель; 4 — фильтр; 5 — десорбер; 6 —холодильник; 7 — эжектор; 8 — насос; 9 и 10 — теплообменник;

Число тарелок в абсорберах обычно определяют по графику. Аналогично рассчитывают и десорберы, так как они оборудованы тарелками аналогично абсорберам.

К основным технологическим показателям установок для осушки газа диэтиленгликолем (ДЭГ) относятся: абсолютное давление газа — 55 кгс/см 2 (5,5 МПа); температура газа в абсорбере +42° С; точка росы осушенного газа —7° С; температура ДЭГ на входе в десорбер +126° С и на входе в испаритель +154° С; потери ДЭГ составляют 30—25 г на 1000 м 3 газа. Количество циркулирующего диэтиленгликоля принимают не менее. 25 л на 1 кг абсорбируемой воды.

Осушка газа твердыми поглотителями осу­ществляется применением различных адсорбентов, обладающих способностью обратимо адсорбировать влагу и углеводороды из газа. В качестве адсорбентов наиболее широко используются твердые осушители: силикагель, алюмогель, боксит и синтетические цеолиты. Эти адсорбенты изготовляют в виде гранул и шариков для уменьшения гидравлического сопротивления в слое, через который пропускается осушаемый газ. Для отбензинивания газов применяют также акти­вированный уголь.

Адсорбционные установки отличаются повышенной стоимостью и по этой причине применяются на головных сооружениях маги­стральных газопроводов лишь в тех случаях, когда требуется более глубокая осушка газа, например в условиях Севера.

На рис. 57 представлена технологическая схема адсорбционной установки для осушки и отбензинивания углеводородных газов.

Влажный газ проходит через сепаратор (пылеуловитель) 1, где очищается от капельной жидкости и механических примесей и на­правляется в адсорбер 15 для осушки и отбензинивания. Осушенный и отбензиненный газ из адсорбера поступает в магистральный газо­провод. В это время адсорбер 16 находится в цикле регенерации и охлаждения. Газ для регенерации адсорбента отбирается после сепаратора 1 до регулируемого штуцера 19 и направляется в печь 14. Затем газ, подогретый до 180—200° С, поступает в адсорбер 16, в котором происходит регенерация адсорбента, и далее в насыщенном (водяными парами) виде поступает в холодильник 17; выделившийся в нем конденсат за счет охлаждения регенерационного газа посту­пает в сепаратор 18, из которого газ возвращается в общий поток через штуцер 19.

Продолжительность цикла с учетом полного извле­чения влаги из адсорбента обычно составляет 8 ч, а в некоторых установках — 16 и 24 ч. По окончании цикла один адсорбер под­ключается в работу, а второй — становится на регенерацию. В зави­симости от качества адсорбера продолжительность его службы 3 — 6 лет.

Рис. 57. Технологическая схема адсорбционной уста­новки для осушки газа твердыми поглотителями:

1 — сепаратор (пылеуловитель); 2—13 — клапаны; 14 — нагрева­тельная печь; 15 и 16 — адсорберы; 17 — холодильник; 18 — сепаратор;

Борьба с гидратообразованием в газопроводах

В процессе эксплуатации магистрального газопровода при недо­статочно эффективной осушке газа может произойти полная или частичная его закупорка в результате отложения кристаллогидра­тов, образующихся при наличии влаги в газе и при определенных давлении и температуре. Гидраты углеводородных газов предста­вляют собой белые кристаллы, похожие на снег, а при уплотнении напоминают лед. По своей структуре кристаллогидраты — соеди­нения нескольких молекул газа и воды. Однако такое соединение не является стабильным и при определенных условиях, например при понижении давления или повышении температуры, легко раз­лагается на газ и воду. Данной температуре газа соответствует определенное давление, при котором начинают образовываться кристаллогидраты.

Читайте также:  Установка акустической полки лада калина универсал

На рис. 58 приведены кривые зависимости образования гидра­тов в зависимости от температуры и давления. Левее линии нахо­дится зона существования гидратов, правее — зона отсутствия гидратов. Из графика видно, что при одной и той же температуре чем тяжелее газ, тем требуется меньшее давление для образования гидратов.

На образование гидратов, кроме температуры и давления, влияет состав газа и его насыщенность парами воды. Поэтому на ра­боте газопровода отрицательно сказывается недостаточная осушка газа и плохая продувка газопровода перед сдачей его в эксплуата­цию, а также отсутствие в пониженных местах дренажных устройств (конденсатосборников и продувочных патрубков) или нерегулярное удаление из них скапливающейся жидкости. Засорение газопрово­дов посторонними предметами, влагой и пылью, которые уменьшают площадь сечения газопровода в пониженных местах (где они скапли­ваются), также приводит к образованию гидратов вследствие возни­кающего перепада давления и снижения температуры газа.

Места возможного гидратообразования в газопроводе определяют путем сопоставления графика падения давления и снижения темпе­ратуры данного газопровода с гра­фиком температуры образования ги­дратов. Падение температуры приво­дит к уменьшению упругости водяных паров и влагоемкости газа, что в свою очередь сопряжено с выпаде­нием капельной жидкости (воды вместе с газовым конденсатом), об­разующей гидраты.

Поскольку при движении газа по газопроводу температура его падает быстрее, чем давление, более вероятно образование гидратов на начальных, головных участках газопровода на расстоянии 10—60 км. На участках, где вследствие падения давления газ становится ненасыщенным (т. е. пар­циальное давление пара в газовой смеси меньше упругости паров ги­драта), гидраты не образуются, хотя температура их образования может быть и выше температуры газопровода. Практически при сниже­нии точки росы газа на 5 — 7°С ниже температуры в газо­проводе исключается образова­ние кристаллогидратов, что со­ответствует примерно 60—70% относительной влажности газа.

На рис. 59 приведен график влияния давления и темпера­туры газа в газопроводе на гидратообразование. Нанесенные на этот график данные по темпе­ратуре газа, падению давления и температуре гидратообразова­ния обозначают участок гидра­тообразования. На графике по­казан участок, на котором тем­пература газа ниже кривой ги­дратообразования, следователь­но, представляет собой зону (на графике она заштрихо­вана), в которой не исключена возможность гидратообразования.

На участке ОА влага в виде капель в газопроводе отсутствует, так как точка росы газа ниже его температуры. На участке АБ имеется свободная вода, но температура газа выше температуры начала образования гидратов. Следовательно, на участке ОБ гид­раты не образуются. На участке БВ имеется вода в жидкой фазе и температура газа ниже температуры начала образования гидратов, поэтому данный участок является зоной возможного образования гидратов. От точки Б до конца газопровода точка росы газа ниже его фактической температуры, поэтому здесь вода из жидкой фазы вновь переходит в пар и условия для образования гидратов отсут­ствуют.

Рис. 58. Условия образования гидратов метана и природных га­зов различной плотности

На графике кривая 2′ характеризует подогрев газа, когда на всем протяжении газопровода температура газа будет выше точек росы и, следовательно, свободные капли воды выпадать не бу­дут, т. е. не будет условий для образования гидратов. Кривая 3′ характеризует то положение кривой 3 (точек росы), когда на всем протяжении газопровода точки росы газа будут ниже его темпера­туры, и, следовательно, капли воды выделяться не будут, и не смогут образоваться гидраты.

Для предупреждения образования гидратов применяют различ­ные способы, основанные главным образом на снижении давления в газопроводе и на применении химических реагентов.

Рис. 59. График влияния давления и температуры в газопроводе на гидратообразование:

1 — изменение давления по длине газопро­вода; 2, 3 и 4 — соответственно изменения температуры газа, точек росы и температуры начала образования гидратов; 2’— кривая превышения температуры газа над точкой росы;

3′ — кривая точек росы, расположен­ных ниже температуры газа.

Снижение давления приводит к сравнительно быстрому разло­жению гидрата, а также эффективно по ликвидации гидратной пробки, образовавшейся при положительных температурах. Сниже­ние давления на участке трубопровода, в котором образовалась гидратная пробка, осуществляют перекрытием ближайших линей­ных кранов и выпуском наружу газа (стравливание газа через «свечи»). Однако этот способ применим в основном для газопроводов, допускающих перерывы в снабжении потребителей.

Химические реагенты в виде различных ингибиторов вводят в поток газа, при этом пары ингибиторов, взаимодействуя с парами воды, переводят пары в раствор, не образующий гидратов, или же в раствор, образующий гидраты при более низких температурах. Поглощение из газа воды значительно понижает точку росы, что препятствует образованию гидратов. В качестве ингибиторов при­меняют метанол, раствор диэтиленгликоля (ДЭГ), триэтиленгликоль (ТЭГ) и раствор хлористого кальция. Наибольшее применение имеет метанол как для ликвидации уже образовавшихся гидратных про­бок, так и для предупреждения их образования. В газопровод мета­нол заливают при помощи метанольных установок (метанольниц), т. е. сосудов высокого давления объемом 250—2000 л. Количество требуемого реагента для газопровода определяют с учетом условий его работы; в среднем оно колеблется в пределах 0,1—0,25 кг (мета­нола) на 1000 м 3 транспортируемого газа. На магистральных газо­проводах применяют как стационарные, так и передвижные мета-нольницы (установленные на машинах или тележках), из которых метанол подается в газопровод под давлением. При стационарных метанольных установках сооружают подземное хранилище метанола объемом 2—4 м 3 . Передвижные установки используют преимуще­ственно при ликвидации гидратных пробок по линии газопровода. В этом случае метанольницу, заполненную метанолом, подвозят к ближайшему линейному крану и подсоединяют к манометрическим вентилям при помощи резиновых шлангов. Разовая заливка метанола обеспечивается за счет перепада давления на кране (3 — 5 кгс/см 2 ), создаваемого частичным его перекрытием. Нижний сливной кран подсоединяют к манометрическому штуцеру после крана, а сверху через шланг высокого давления подается газ под давлением. Таким образом, между манометрическим штуцером и краном создается давление газа, обеспечивающее этим переливание метанола из емкости в трубу.

В отдельных случаях, например на ГРС небольшой производи­тельностью, для предупреждения образования гидратных пробок газ предварительно подогревают с целью поддержания температуры газа выше температуры образования гидратов.

При использовании любых способов предупреждения образо­вания кристаллогидратов и ледяных пробок в газопроводе важное значение имеет степень осушки газа, при которой количество влаги в газе снижают до такой величины, когда кристаллогидраты в нор­мальных условиях образоваться не могут.

Одоризация газа

Для обнаружения утечек газа применяют предварительную одоризацию его, т. е. газ приобретает запах с помощью специальных добавок-одорантов, обладающих сильным специфическим запахом. Запах должен ощущаться при его содержании в воздухе, равном 1/5 величины его нижнего предела взрываемости, т. е. равному 1 об. %. В качестве одоранта обычно применяют этил меркаптан — бесцветную прозрачную жидкость, представляющую собой органи­ческое соединение серы. Известны также и другие одоранты: пан-таларм, каптан, сульфан и др.

Среднегодовая норма расхода этилмеркаптана для одоризации природного газа — 16 г (19,1 см 3 ) на 1000 м 3 газа. Для ввода одоранта в газопровод применяют специальные дозирующие уста­новки, которые осуществляют автоматическое пропорционирование одоранта в зависимости от расхода газа. К современным установкам относится универсальный автоматический одоризатор газа (мод. УОГ-1) пропускной способностью 3—165 м 3 /ч, который осуществляет автоматическую подачу одоранта в количестве, пропорциональном расходу газа. В одоризатор (рис. 60) подается часть газа из газо­провода, при этом перепад давления, необходимый для преодоления сопротивления трубопроводов и оборудования одоризатора, создается установленной на газопроводе 12 диафрагмой 10.

Одорант поступает из основной подземной емкости 7 в расходную емкость 6 и далее через замерный сосуд 5 и поплавковую камеру 9 в инжекторный дозатор 11, где он инжектируется ответвленной струей газа.

Рис. 60. Схема универсального автоматического одоризатора газа (мод. УОГ-1):

1 — редуктор для газа, воздействующего на установку; 2 — реле времени; 3 — регулируемая емкость; 4 — регулирующий клапан;

5 — замерный сосуд; 6 — расходная емкость; 7 — подземная емкость для запаса одоранта; 8 — фильтр для одоранта; 9 — поплавковая камера;

10 —диафрагма для создания перепада давления газа; 11 — инжекторный дозатор одоранта (по расходу газа); 12 — газопровод;

Одоризированный газ возвращается в основной газопровод, где смешивается с остальным количеством газа. Одоризация газа обычно произво­дится на головной части газопровода и на ГРС. Одоризированный газ проходя по трубам довольно значительные расстояния, обладает свойством приходить к конечным потребителям с начальной степенью одоризации.

Последнее изменение этой страницы: 2016-07-16; Нарушение авторского права страницы

источник