Подготовка газа к транспортировке 2

style="text-align:center;">СН₃ ОН]

ДЭГ

[ОН(СН₂ )₂ О*

*(СН₂ )₂ ОН]

ТЭГ

[ОН(СН₂ )₂ О*

*(СН₂ )₂ О *

*{СН₂ )₂ ОН]

Относительная молекулярная масса

62,07

106,12

150,17

Плотность, г/см³ :

при 20° С

1,11

1,118

.

15° С

1,117

1,119

1,1274

Температура кипения (в °С)

при давлении, мм рт. ст.:

760

197

245

285

50

123

164

198

10

91

128

162

Температура, °С:

начала разложения

164

164,5

206

замерзания

—12,6

—8

—7,6

вспышки (в открытом

тигле)

115

-143,3

165,5

воспламенения на воздухе

—

350,3

173,9

Скрытая теплота парообра- зования при давлении

760 мм рт. ст., кал/г

190,9

150

99,4

Коэффициент объемного

расширения при темпе-

ратуре 0—50° С

0,00062

0,00064

0,00069

Коэффициент . рефракции

при 20° С

1,4318

1,4472

1,4559

Поверхностное натяжение (в дин/см) при температуре, ⁰ С

25

46,49

48,5

--

20

--

--

45,2

кипения

_

26,28

22,45

Вязкость (_В Спз) при температуре, "С

20

20,9

35,7

47,8

15

26,09

—

—

Таблица 14

Технические условия на товарные гликоли, выпускаемые отечественной промышленностью

Показатели	Этиленгликоль (ЭГ) марки			Диэтиленгликоль (ДЭГ) марки
	А	Б	В	ДП	ДН	ДГ
Плотность при 20° С, г/см3	1,114—1,115	1,11—1,115	Не ниже 1,11	1,116— 1,1163	1,115— 1,1163	1,115— 1,1163
Температура кипения при давле­нии 760 мм рт. ст., С С: начало, не ниже	196	194	193	244	241	240
после отгона 90 мл дистилля­та, не выше	--	--	--	--	246,5	246,5
конец, не выше	199	200	200	247,5	250	250
Объем отгона в указанных темпе­ратурных пределах, не менее, мл	95	96	90	98	96	96
Содержание, % масс: основного вещества, не менее, мл	99,5	98	96	98,7	96,5	96,5
золы, не более влаги, не более	0,01	0,03	0,03	—	—	—
0,3	Не нормиру­ется	Не нормиру­ется	0,1	0,4	0,4
этиленгликоля, не более . .	—	—	—	0,2	1,0	—
Число омыления, не более, мл КОН	—	—	—	0,1	0,4	0,4
Цвет (номер шкалы цветности), не выше	10	Не нормиру­ется	Не нормиру­ется	30	--	—

Рис16 Принципиальная технологическая схема осушки газа жидким поглотителем.

Рис. 17 Зависимость точки росы осушенного газа от температуры контакта и концентрации растворов гликолей: а – ТЭГ, б- ДЭГ.

3.5. НИЗКОТЕМПЕРАТУРНАЯ СЕПАРАЦИЯ

Осушка и извлечение конденсата из газа, добывае­мого на газоконденсатных месторождениях, совмещают­ся в одном процессе — низкотемпературной сепарации (НТС). При охлаждении газа за счет дросселирования и применения установок искусственного холода или турбодетандеров одновременно выделяются углеводород и влага. Для борьбы с образующимися гидратами в поток сырого газа перед теплообменниками «газ—газ» впры­скивают метанол или гликоли. Точка росы газа по влаге определяется температурой и концентрацией гликоля на выходе из теплообменника. Схема линии промысло­вой установки НТС производительностью 4 млн. м³ /сут с использованием установки искусственного холода пред­ставлена на рис. 18.

Рис.18 Технологическая схема установки НТС с искусственным холодом.

Газ при температуре 40° С и давлении 55 кгс/см² по­ступает в трубное -пространство теплообменников, в ко­торых охлаждается обратным потоком газа до темпера­туры —5° С. В результате изобарического охлаждения прямого потока тяжелые углеводороды отделяются от газа в сепараторах С-1 и С-2. В сепараторе первой сту­пени С-1 отделяются конденсат и влага, выделившиеся из газа от пласта до сепаратора. В сепараторе второй ступени С-2 отделяется смесь конденсат — гликоль. Да­лее газ поступает в трубное пространство испарителя, в котором в результате теплообмена между кипящим хладагентом и газом последний охлаждается до темпе­ратуры 12° С. Выделившаяся жидкость отводится из сепаратора С-3 на разделение, а очищенный и осушенный холодный газ, после теплообменников нагретый до тем­пературы 30—35° С, с давлением 53—54 кгс/см² посту­пает в магистральный газопровод.

3.6. СИСТЕМЫ ОХЛАЖДЕНИЯ ТРАНСПОРТИРУЕМОГО ГАЗА НА КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЯХ

Компремирование газа на КС приводит к повышению его темпера­туры на выходе станции. Численное значение этой температуры опреде­ляется ее начальным значением на входе КС и степенью сжатия газа.

Излишне высокая температура газа на выходе станции, с одной сто­роны, может привести к разрушению изоляционного покрытия трубо­провода, а с другой стороны - к снижению подачи технологического газа и увеличению энергозатрат на его компремирование (из-за увели­чения его объемного расхода).

Определенные специфические требования к охлаждению газа предъявляются в северных районах страны, где газопроводы проходят в зоне вечномерзлых грунтов. В этих районах газ в целом ряде случаев необходимо охлаждать до отрицательных температур с целью недопу­щения протаивания грунтов вокруг трубопровода. В противном случае это может привести к вспучиванию грунтов, смещению трубопровода и, как следствие, возникновению аварийной ситуации.

Охлаждение технологического газа можно осуществить в холодиль­никах различных систем и конструкций; кожухотрубных (типа «труба в трубе»), воздушных компрессионных и абсорбирующих холодиль­ных машинах, различного типа градирнях, воздушных холодильни­ках и т.д.

Наибольшее распространение на КС получили схемы с использовани­ем аппаратов воздушного охлаждения АВО (рис.19). Следует однако отметить, что глубина охлаждения технологического газа здесь ограни­чена температурой наружного воздуха, что особенно сказывается в лет­ний период эксплуатации. Естественно, что температура газа после ох­лаждения в АВО не может быть ниже температуры наружного воздуха.

Взаимное расположение теплообменных секций и вентиляторов для прокачки воздуха практически и определяет конструктивное оформле­ние АВО. Теплообменные секции АВО могут располагаться горизон­тально, вертикально, наклонно, зигзагообразно, что и определяет ком­поновку аппарата.

Рис.19. План-схема обвязки аппаратов воздушного охлаждения газа:

1 - аппарат воздушного охлаждения газа; 2,4,6,7 - коллекторы; 3 - компенсаторы; 5 - свечи; 8 - обводная линия.

Рис. 20. Схема подключения аппарата воздушного охлаждения (при нижнем расположении вентилятора):

1 - воздушный холодильник газа 2АВГ-75; 2 - свеча; 3,4 - коллекторы входа и выходы газа

Рис. 21. Аппарат воздушного охлаждения газа с верхним расположением

вентилятора: 1 - теплообменная поверхность; 2 - вентилятор; 3 - патрубок; 4 - диффузор; 5 - клиноременная передача; 6 - электродвигатель

АВО работает следующим образом: на опорных металлоконструкци­ях закреплены трубчатые теплообменные секции (рис. 20 - 21). По трубам теплообменной секции пропускают транспортируемый газ, а че­рез межтрубное пространство теплообменной секции с помощью вентиля­торов, проводимых во вращение от электромоторов, прокачивают наружный воздух. За счет теплообмена между нагретым при компремирова-нии газом, движущимся в трубах и наружным воздухом, движущимся по межтрубному пространству, и происходит охлаждение технологическо­го газа на КС.

Опыт эксплуатации АВО га КС показывает, что снижение температуры газа в этих аппаратах можно осуществить примерно на значение порядка 15 - 25 °С. Одновременно опыт эксплуатации указывает на необходимость и экономическую целесообразность наиболее полного использования устано­вок охлаждения газа на КС в годовом цикле эксплуатации, за исключением тех месяцев года с весьма низкими температурами наружного воздуха, когда включение всех аппаратов на предыдущей КС приводит к охлаждению транс­портируемого газа до температуры, которая может привести к выпадению гидратов. Обычно это относится к зимнему времени года.

При проектировании компрессорной станции количество аппаратов воздушного охлаждения выбирается в соответствии с отраслевыми нор­мами ОНТП51-1-85. На основании этих норм температура технологи­ческого газа на выходе из АВО должна быть не выше 15 -20 °С средней температуры наружного воздуха.

Уменьшение температуры технологического газа, поступающего в газопровод после его охлаждения в АВО, приводит к уменьшению сред­ней температуры газа на линейном участке трубопровода и, как след­ствие, к снижению температуры и увеличению давления газа на входе в последующую КС. Это, в свою очередь, приводит к уменьшению степе­ни сжатия на последующей станции (при сохранении давления на выхо­де из нее) и энергозатрат на компремирование газа по станции.

Очевидно также, что оптимизация режимов работы АВО должна со­ответствовать условию минимальных суммарных энергозатрат на ох­лаждение и компремирование газа на рассматриваемом участке работы газопровода.

Следует также отметить, что аппараты воздушного охлаждения газа являются экологически чистыми устройствами для охлаждения газа, не требуют расхода воды, относительно просты в эксплуатации. В эксплуа­тации применяются следующие типы АВО газа: 2АВГ-75, АВЗД, фирм «Нуово Пиньоне» и «Крезо Луар».

В настоящее время установки охлаждения транспортируемого газа являются одним из основных видов технологического оборудования КС.

4. Газоперекачивающие агрегаты.

4.1. Компоновка газоперекачивающих агрегатов на станции

Газоперекачивающий агрегат - сложная энергетическая установка, предназначенная для компремирования природного газа, поступающе­го на КС по магистральному газопроводу.

На рис. 22 приведена принципиальная схема ГПА с газотурбин­ным приводом, где показаны все основные узлы, входящие в агрегат:

1. Воздухозаборная камера (ВЗК) нужна для подготовки циклового воздуха, поступающего из атмосферы на вход осевого компрессора. На разных типах ГПА воздухозаборные камеры имеют различные конструкции, но все предназначены для очистки поступающего воз­духа и понижения уровня шума в районе ВЗК.

2. Пусковое устройство (турбодетандер, воздушный или электричес­кий стартер) необходимо для первоначального раскручивания осе­вого компрессора (ОК) и турбины высокого давления (ТВД) в мо­мент пуска ГПА.

3. Осевой компрессор предназначен для подачи необходимого количества воздуха в камеру сгорания газотурбинной установки.

4. Турбина высокого давления служит приводом осевого компрессора

и находится с ним на одном валу.

5. Турбина низкого давления (ТНД) служит для привода центробежно­го нагнетателя.

6. Нагнетатель природного газа представляет собой центробежный газовый компрессор без наличия промежуточного охлаждения и пред­назначен для компремирования природного газа.

7. Краны обвязки ГПА.

8. Регенератор (воздухоподогреватель) представляет собой теплообменный аппарат для повышения температуры воздуха, поступающе­го после ОК в камеру сгорания (КС), и тем самым снижения расхода топливного газа по агрегату.

9. Камера сгорания предназначена для сжигания топливного газа в потоке воздуха и получения продуктов сгорания с расчетными пара­метрами (давление, температура) на входе в ТВД.

10.Блок подготовки пускового и топливного газа представляет собой комплекс устройств, при помощи которых часть газа, отбираемого из магистрального газопровода, очищается от механических приме­сей и влаги, доводится до необходимых параметров, обусловленных требованиями эксплуатации газоперекачивающих агрегатов.

11.Аппараты воздушного охлаждения масла предназначены для ох­лаждения смазочного масла после подшипников турбин и нагнета­теля.

Кроме того, каждый ГПА снабжен системой регулирования основ­ных параметров агрегата, системами агрегатной автоматики, автоматического пожаротушения, обнаружения загазованности помещения.

Рис. 22 Принципиальная схема компоновки ГПА.

4.2. Типы газоперекачивающих агрегатов, применяемых на КС

Газоперекачивающие агрегаты, применяемые для компремирования газа на компрессорных станциях, по типу привода подразделяются на три основных группы: газотурбинные установки (ГТУ), электропривод­ные агрегаты (ЭГПА) и газомотокомпрессорные установки (ГМК).

К первой группе относятся ГПА с приводом от центробежного нагне­тателя от газовой турбины; ко второй - агрегаты с приводом от элект­родвигателя и к третьей группе - агрегаты с приводом от поршневых двигателей внутреннего сгорания, использующих в качестве топлива природный газ.

К агрегатам первой группы - основного вида привода компрессор­ных станций, относятся: стационарные, авиационные и судовые газо­турбинные установки.

К стационарным газотурбинным установкам, специально сконструированных для использования на газопроводах страны.

4.3. Нагнетатели природного газа. Их характеристики.

Нагнетателями природных газов принято называть лопаточные ком­прессорные машины с соотношением давления сжатия свыше 1,1 и не имеющие специальных устройств для охлаждения газа в процессе его сжатия.

Все нагнетатели условно можно разделить на два класса: неполнонапорные (одноступенчатые) (см. рис. 23.) и полнонапорные (см. рис.24). Первые, имеющие степень сжатия в одном нагнетате­ле 1,25-1,27, используются при последовательной схеме компремирования газа на КС, вторые - полнонапорные, имеющие степень сжатия 1,45-1,51, используются при коллекторной схеме обвязки ком­прессорной станции.

Важной характеристикой нагнетателя является его производи­тельность. Применительно к газопроводу различают объемную Q, м³ /мин, массовую G , кг/ч, и коммерческую подачу газа Q_к , млн*нм³ /сут. Перевод одних величин в другие осуществляется и использованием уравнения Клапейрона с поправкой на сжимаемость газа z , Р v = zRT . При использовании G кг газа применяется урав­нение Клапейрона — Менделеева также с использованием поправки на сжимаемость газа z , Р Q = GzR Т, где Q - объемная подача газа, G - массовая подача, характеризующая количество газа, протекаю­щее в единицу времени через сечение всасывающего патрубка. Ком­мерческая подача Q_к определяется по параметрам состояния во всасывающем патрубке, приведенным к нормальным физическим ус­ловиям ( t = 20°С; Р = 0,101 МПа). Для определения коммерческой подачи используется уравнение Клапейрона для «стандартных» условий: Р₀ v ₀ = R Т₀ , Q_к =G/ρ₀ , ρ ₀ =Р₀ /RТ₀ .

Характеристики ряда типов центробежных нагнетателей, исполь­зуемых на газопроводах, приведены в табл. 15. Каждый тип нагнетателя характеризуется своей характеристи­кой, которая строится при его натурных испытаниях. Под характе­ристикой нагнетателей принято понимать зависимость степени сжа­тия ε, политропического КПД (η _пол ) и удельной приведенной мощно­сти (N. I р )_п от приведенного объемного расхода газа Q пр, . Строятся такие характеристики для заданного значения газовой постоянной R _пр , коэффициента сжимаемости z _пр , показателя адиабаты, приня­той расчетной температуры газа на входе в нагнетатель Т_в в приня­том диапазоне изменения приведенной относительной частоты вра­щения (п/п₀ )_пр . Типовая характеристика нагнетателя типа 370-18-1 приведена


29-04-2015, 01:02