Реферат Подготовка газа к транспортировке 2

Работа добавлена на сайт bukvasha.net: 2015-10-28

Поможем написать учебную работу

Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.

Предоплата всего

от 25%

Подписываем

договор

Имя

Выберите тип работы:

Принимаю Политику конфиденциальности

Скидка 25% при заказе до 25.11.2024

Оглавление:

Введение……………………………………………………………………………………..2

1. Характеристика и состав природных углеводных газов………………………………5

     2. Назначение и устройство компрессорных станций .

          2.1. Особенности дальнего транспорта природных газов……………………….........12

          2.2. Назначение и описание компрессорной станции…………………………………..14

    3. Подготовка газа к транспорту.
         3.1. Очистка газа от механических примесей……………………………………...…..18

         3.2. Осушка газа и борьба с гидратообразованием…………………………………....22

3.3. Осушка газа твердыми поглотителями..…………………………………………........26

3.4. Осушка газа жидкими поглотителями………………………………………………...26

3.5. Низкотемпературная сепарация…………………………………………………....29

3.6. Системы охлаждения транспортируемого газа на компрессорных станциях…..30

    4. Газоперекачивающие агрегаты.

         4.1. Компоновка газоперекачивающих агрегатов на станции…………………………..33

     4.2. Типы газоперекачивающих агрегатов, применяемых на КС………………………..34

          4.3. Нагнетатели природного газа. Их характеристики……………………………….34



   5. Пожарная опасность при добычи газа…………………………………………………...38

.

   6. Пожарная опасность при транспортировке газа…………………………………………41
   Заключение……………………………………………………………………………………44
   Список использованной литературы………………………………………………………..45
Введение.
   Газовая промышленность - одна из важнейших отраслей экономики, которая имеет существенное значение в создании материально-технической базы страны, в связи, с чем правительство уделяет этой отрасли большое внимание. Россия стоит на первом месте в мире по разведанным запасам природного газа и на втором по объёму его добычи. На территории России расположено 24 хранилища природного газа. Протяжённость магистральных газопроводов России составляет 155 тыс. км.

   Газ добывают из недр земли с помощью скважин. Скважины стараются разместить равномерно по всей территории месторождения.

    Природный газ широко применяется в настоящее время во всех звеньях общественного производства, поскольку является высокоэффективным энергоносителем, и оказывает прямое воздействие на увеличение выпуска промышленной продукции, рост производительности труда и снижение удельных расходов топлива.

   В настоящее время идет бурное развитие трубопроводного транспорта, что вызвано интенсивной добычей природного газа и необходимостью доставки его к потребителю наиболее экономичным способом вызвали. Транспортировать газ по трубопроводам удобнее и дешевле, чем другими транспортными средствами, так как такая транспортировка обеспечивает непрерывное (и практически бес потерь) поступление газов к потребителю непосредственно из месторождений или подземных хранилищ. За годы советской власти построено свыше 200 тыс. км. магистральных и распределительных газопроводов. Подземные городские газопроводы проводят газ непосредственно к жилым домам, коммунально-бытовым и промышленным предприятиям.

     Использование газа для освещения городов в России началось в первой половине 19 века, однако, промышленная добыча природного газа не велась, а попутный нефтяной газ сжигался в факелах.

     Основной задачей газовых хозяйств является бесперебойное, надежное и экономичное газоснабжение потребителей, для чего необходимо четко организовывать и управлять, научно обоснованно планировать все показатели работы, выявлять и использовать резервы производства, повышать производительность труда.

     Эксплуатацией газового оборудования промышленных предприятий, различных организаций учреждений осуществляют сами предприятия учреждения.

    Существует ряд преимуществ природного газа над другими видами топлива:

- Стоимость добычи природного газа значительно ниже, чем других видов топлива.

- Производительность труда при его добычи значительно выше, чем при добыче угля и нефти.

- Высокая теплота сгорания, делает целесообразным транспортировку газа по магистральным трубопроводам на значительные расстояния.

- Обеспечивается полнота сгорания, и облегчаются условия труда обслуживающего персонала.

- Отсутствие в природных газах оксида углерода предотвращает возможность отравления при утечках газа, что особенно важно при газоснабжении коммунальных и бытовых потребителей.

- Газоснабжение городов и населённых пунктов значительно улучшает состояние их воздушного бассейна.

Имеются недостатки и отрицательные свойства: взрыво- и пажароопасность природного газа, но всё это не уменьшает всех достоинств природного газа.
На магистральных газопроводах различают три основных компрессорных станции:

1)Головная компрессорная станцию, подключаемая на начальном участке газопровода. На территории этой станции размещается весь комплекс установок по подготовке газа.

      Газ перед подачей в газопровод проходит следующие стадии:

- очищение от механических примесей, используют горизонтальные и вертикальные сепараторы, цилиндрические масляные и циклонные пылеуловители;

- осушение (жидкие примеси, скапливаясь в пониженных местах газопровода, будут сужать его сечение, способствовать образованию гидратных и гидравлических пробок.) проводят двумя способами: абсорбционным (с жидкими поглотителями) и адсорбционным (с твердыми поглотителями);

- отделение от газа конденсата и воды, используют низкотемпературную сепарацию с впрыском ингибитора в поток газа. Более эффективны кожухотрубчатые теплообменники с впрыском диэтиленгликоля;

-охлаждение;

-одоризация, (этилмеркаптан, сульфан, метилмеркантан, пропилмеркаптан и др.) для обнаружения утечки газа.

Среднегодовая норма расхода одоранта — 16 г на 1000 м3 газа. Применяют одоризационные установки барботажные, с капельным одоризатором и др.

2)Линейная компрессорная станция, устанавливается на магистральном газопроводе через 100-150 км.

В составе линейных сооружений магистрального газопровода входят:

- газопровод с отводами и лупингами;

- переходы через естественные и искусственные препятствия;

- перемычки;

- узлы редуцирования;

- узлы очистки газопровода;

- узлы сбора продуктов очистки полости газопровода;

- узлы подключения компрессорных станций;

- запорная арматура;

- система электроснабжения линейных потребителей;

- устройства контроля и автоматики;

- система телемеханизации;

- система оперативно-технологической связи;

- система электрохимической защиты;

- здания и сооружения для обслуживания линейной части (дороги, вертолетные площадки, дома линейных обходчиков и т.п.).

3)Дожимные компрессорные станции. Устанавливаются на подземных хранилищах газа.

-очистка от механических примесей

-осушка

-сепарация

-пулеулавнливание.

Газораспределительные станции

- узлы очистки поступающего газа от пыли и жидкости, оборудуемые висциновыми фильтрами, масляными пылеуловителями или газовыми сепараторами;

- узлы редуцирования, где давление газа снижается и автоматически поддерживается на заданном уровне с помощью регуляторов давления РД различной мощности;

- узлы учета количества газа с камерными диафрагмами на выходных газопроводах и расходомерами-дифманометрами:

- узлы переключения с запорными устройствами для направления потоков газа непосредственно в выходные газопроводы по базисным линиям, минуя ГРС в аварийных ситуациях либо при ремонте установок; на выходных линиях устанавливают пружинные предохранительные клапаны, через которые в случае непредвиденного повышения давления в системе газ автоматически сбрасывается в атмосферу;

- установки подогрева газа, чтобы предотвратить образование гидратных пробок; обычно для этого используются водогрейные котлы «Нерис» или ВНИИСТО с теплообменниками, которые служат одновременно для отопления ГРС;

- установки одорирования газа с одоризационными колонками и емкостями для одоранта;

-внешние входные и выходные трубопроводы — гребенка с большим числом запорной арматуры;

-устройства КИП и автоматики;

-электрооборудование и регулирующие устройства электрохимической защиты примыкающей линейной части газопровода.

Все ГРС оборудуют автоматически действующими регулирующими клапанами в комплекте с регуляторами давления или пневмореле, расходомерными и другими установками.
1. Характеристика и состав природных углеводных газов.

Природные газы представляют собой смесь, состоящую из нескольких чистых веществ, химически не взаимодействующих между собой: метана СН₄, этана С₂Н₆, пропана С₃Н₈, бутана С₄Н₁₀ и других углеводородов.
Технологические характеристики природных газов и их компонентов.
В природных газах чисто газовых месторождений страны основным компонентом смеси является метан СН₄ содержание которого в смеси составляет от 92 до 98% по объему. Остальные 2—8% приходится на «производные» метана — гомологи метана и азота. Как отмечалось выше, кроме чисто газовых месторождений, имеются так называемые газоконденсатные месторождения. Конденсат состоит из легких бензиновых фракций и сжиженных углеводородных газов, обладающих способностью к выпадению из смеси.

Кроме двух названных типов газовых месторождений, различают еще понятие нефтепромысловых газов, сопутствующих месторождениям нефти. Содержание метана в таких газах колеблется от 30 до 90% по объему. Этот газ выделяется из нефти, поднимаемой на поверхность, в специальных ловушках-трапах. Обычно в 1 тонне добываемой нефти содержится 200^400 м³ газа при нормальных физических условиях.

Теплофизические свойства метана, содержащегося в большом количестве в природных газах, перекачиваемых по газопроводам, практически полностью и определяют свойства природных газов.

Метан СН₄ - наиболее легкий из углеводородов, плотность его при

нормальных физических условиях составляет 0,717 кг/м³. Отношение его плотности к плотности воздуха равно 0,554.

Метан - это бесцветный газ, не имеющий запаха. Он нетоксичен, но при большой концентрации в воздухе вызывает удушье. При давлении 0,1 МПа и температуре-162 °С он сжижается.

Вслед за метаном в гомологическом ряду идет этан С₂Н_6. По плотности этот газ близок к воздуху; при давлении 0,1 МПа и температуре 20 °С он может рассматриваться как идеальный газ. В природных газах чисто газовых месторождений содержатся лишь доли процента этана. Увеличение содержания этана в составе природного газа повышает его теплоту сгорания. В соответствии с этим этан является ценным компонентом газообразования топлива.

Следующий насыщенный углеводород — пропан С₃Н₆. Пропан в 1,5 раза тяжелее воздуха. Различие в составе пропана и этана сводится к наличию в молекуле пропана одной группы СН₂. Каждый последующий углеводород данного гомологического ряда отличается от предыдущего на одну группу СН₂, называемую группой гомологической разности. Пропан содержится в сравнительно незначительном количестве в природных газах чисто газовых месторождений. Значительно больше его содержится в природных газах газоконденсатных месторождений. Пропан легко сжижается. Температура сжижения его при атмосферном давлении равна -43 °С. При снижении давления сжиженный пропан легко испаряется, что позволяет хранить и транспортировать его в сжиженном виде при небольшом давлении, а перед использованием регазифицировать и сжигать в газообразном состоянии.

Бутан С₄Н₁₀- газ, имеющий два изомера - н. бутан и изобутан. Оба изомера при давлении 0,1 МПа легко переходят в жидкое состояние. При этом давлении н. бутан становится жидкостью при температуре -0,5 "С, а изобутан при температуре -10,5 °С. Следовательно, бутан, как и пропан, легко сжижаются и составляют основу сжиженных углеводородных газов. Парциальные давления этана, пропана и бутана очень малы, и в газовой смеси они могут рассматриваться как идеальные газы. Кроме углеводородов, в состав природных газов входят негорючие газы, к которым относятся азот, диоксид углерода, или углекислый газ, и кислород.

Азот N является двухатомным бесцветным газом, не имеющим запаха и вкуса. Азот практически не реагирует с кислородом, поэтому его рассматривают как инертный газ. В большинстве природных газов его содержание составляет 0,5-3%.

Диоксид углерода С0₂ является бесцветным тяжелым газом со слегка кисловатым запахом и вкусом. Этот газ не способен к горению. При высоком содержании углекислого газа в воздухе (5—10% по объему) этот газ вызывает удушье. Содержание диоксида углерода в природном газе обычно не превышает 1% по объему.

При давлении 0,1 МПа диоксид углерода, минуя жидкое состояние, переходит в твердое состояние при температуре - 78 ⁰С. Твердый диоксид углерода называют сухим льдом и используют для хранения пищевых продуктов.

Кислород О, является бесцветным газом без запаха и вкуса. Плотность кислорода при нормальных физических условиях равна 1,34 кг/м³. В процессе горения кислород играет роль окислителя. Примесь кислорода в газообразном топливе допускается не более 1 % по объему как по соображениям взрывобезопасности, так и в целях предохранения оборудования от коррозии.

Таблица 1

Физические характеристики компонентов природного газа.

Компонент состава газа	Формула	Мольная масса	Плотность, кг/м³	Плотность по отношению к воздуху	Температура сжижения, ⁰С
Метан	сн₄	16,04	0,72	0,55	-161,5
Этан	с₂н₆	30,07	1,36	1,05	-89
Пропан	с₃н₈	44,09	2,02	1,55	-42
Бутан	с₄н₁₀	58,12	2,70	2,08	-1
Пентан	с₅н₁₂	72,15	3,22	2.50	+ 36
Гексан	с₆н₁₄	86,18	-	3.00	+ 68
Этилен	с₂н₄	28,05	1,26	0,98	-104
Пропен	с₃н₆	42,08	1,92	1,48	-48
Бутен	с₄н₈	56,10	2,60	2,00	-6
Пентен	с₅н₁₀	70,13	3,13	-	-
Ацетилен	с₂н₂	26,04	1,17	0,31	-84
Бензол	с₆н₆	78,11	3,48	-	-
Оксид углер.	со	28,01	1,25	0,97	-192
Углекис.газ	со₂	44,01	1,98	1,53	-78
Сероводород	H₂S	34,08	1,54	1,19	+46
Азот	N₂	28,02	1,25	0,97	-196
Кислород	о₂	32,0	1,43	1,10	-186
Водород	Н₂	2,02	0,09-	0,07	-253
Водяной пар	н₂о	18,02	0,77	0,59	+ 100

Углеводородные газы — один из важнейших видов энергетических ресурсов, а также источников сырья для нефтехимии. Доля нефти и газа, используемая в нефтехимической и химической промышленности составляет 4–10 % от мирового потребления. Доля газа в топливно-энергетическом комплексе непрерывно возрастает. По прогнозу общее потребление энергоресурсов в мире в 2020 г. составит 17–23 млрд т. условного топлива (теплотворной способностью 29,5 кДж/т). Из них на газ придется 26,2 %.

Природные газы в зависимости от условий происхождения и залегания в земной коре подразделяются на три группы:
- чисто газовые месторождения,

- газонефтяные (газ растворен в нефти или находится в виде газовой шапки над нефтяной залежью),

- газоконденсатные (при давлении в пласте свыше 30–60 МПа в газах растворяются углеводороды, кипящие до 360 °С.

При выходе газа из скважины на поверхность и сброса давления жидкие углеводороды конденсируются и отделяются от газа).

Газы чисто газовых месторождений называют природными газами. Газы газонефтяных месторождений — попутным газом. В состав природных газов входят метан и его гомологи. При содержании гомологов метана менее 15 об. % газы называются сухими, более 15 об. % — жирными.

Доказанные мировые запасы природных газов на 2001 г. составляют 149,5 трлн м³. Общее количество газа, включая прогнозные запасы, оцениваются в 296,7 трлн м³.

Ниже приведено распределение доказанных мировых запасов газа по регионам и по странам (об. %):

Таблица 2

Центральная Европа и СССР	37,3	Китай	0,9
Ближний Восток	35,2	Туркменистан	1,9
Африка	7,9	Нигерия	2,3
Азия	7,2	Венесуэла	2,8
Северная Америка	5,0	Алжир	3,0
Центральная и Южная Америка	4,4	США	3,2
Другие страны	3,0	Саудовская Аравия	4,0
		ОАЕ	4,0
		Катар	7,5
		Иран	15,4
		Другие страны	20,7
		Россия	32,2

Таблица 3

Добыча газа в мире и прогноз являет собой следующее (млрд м³):

	1990 г.	1995 г.	2000г.	2010г.	2020 г.
Северная Америка	638	712	741	1080	1420
Западная Европа	205	249	280	240	226
Страны СНГ	853	734	719	693	—
Ближний Восток	105	141	193	226	254
Всего в мире, включая остальные регионы	2083	2208	2400	3398	4588

Таблица 4

Добыча газа в России (млрд м³):

СССР	1960 г.	45,3
СССР	1968 г.	169,1
СССР	1980 г.	435,2
СССР	1986 г.	686,0
Россия	1995 г.	595,0
Россия	2000 г.	584,2
Россия	2010 г.	580,0

Экспорт газа из России в 1995 г. — 191 млрд м³, 2000 г. — 208 млрд м³, 2010 г. (прогноз) — 255 млрд м³, 2020 г. (прогноз) — 255 млрд м³.

К основным газовым месторождениям относят: Уренгойское, Ямбургское, Медвежье, Заполярное, Астраханское, Вуктыльское, Оренбургское, Шатлыкское, Шебелинское, Ставропольское (Россия); Парс, Канган (Иран); Панхандл-Хьюготон (США); Слохтерен (Нидерланды); Хасси-Рмель (Алжир).

Природный газ образует самостоятельные месторождения. Химический состав природных газов, полученных из чисто газовых месторождений, приведен в табл. 6. В составе природных газов в основном присутствует метан. Такие газы можно отнести к сухим газам. Состав природного газа может колебаться в зависимости от условий, связанных с эксплуатацией месторождений.

Газоконденсатные месторождения (табл.7 и 8) образуются при определенных сочетаниях термобарических, качественных и количественных параметров газовой и жидкой фаз. При этом проявляются процессы испарения жидкой фазы в газовую. Это приводит к образованию в сжатых газах газоконденсатных растворов. Содержание конденсата в газе от 40 г/м³ до 1400 г/м³ и более. При снижении давления в процессе добычи газа конденсат выпадает в жидком виде. По своему составу газы газоконденсатных месторождений близки к природному газу. Газовый конденсат содержит бензиновые и керосино-газойлевые фракции. Чем выше давление в пласте, тем тяжелее фракционный состав конденсата. Газовый конденсат передается на нефтеперерабатывающие заводы для получения из него сжиженных газов, бензина и дизельного топлива. Выделение растворенного газа начинается уже в стволе скважины, а затем происходит в сепараторах различной конструкции. Попутный газ выделяется из нефти при подъеме ее на поверхность и снижении давления. Количество попутных газов (в м³), приходящееся на 1 т добытой нефти, называется газовым фактором. Газовый фактор зависит от условий формирования и залегания нефтяных пластов. Значения газового фактора для некоторых нефтей составляют (м³/т):

Таблица 5

Ромашкинское месторождение	49,0
Самотлорское месторождение	70,0
Усинское месторождение	57,0
Ставропольское месторождение	137,0
Арланское месторождение	10,0

Попутные газы содержат большие количества гомологов метана. Характеристика составов попутных газов нефтей различных месторождений приведена в табл. 9.

В табл. 10. дан состав попутных газов некоторых зарубежных месторождений.

Таблица6

Химический состав (об. %) природных газов различных месторождений

Месторождение	СН₄	С₂Н₆	С₃Н₈	С₄Н₁₀	С₅Н₁₂	С₆ + высшие	N₂ + редкие	СО₂
Уренгойское	98,5	0,1	следы	следы	—	—	1,1	0,21
Тазовское	99,0	0,15	0,03	0,005	0,002	—	0,50	0,37
Заполярное	98,5	0,2	0,05	0,012	следы	—	0,70	0,50
Губкинское	98,5	0,12	0,015	следы	следы	—	1,2	0,10
Мессояхское	98,87	следы	—	—	—	—	0,45	0,68
Ныдинское	98,2	0,8	0,003	0,05	0,002	—	0,62	0,30
Медвежье	98,63	0,35	0,02	0,003	0,04	—	0,73	0,22
Комсомольское	97,8	0,15	0,004	0,001	—	—	1,74	0,28
Северо-Ставропольское	—	0,1	0,03	0,01	—	—	1,0	2,0
Саратовское	94,7	1,8	0,2	0,1	—	—	3,0	0,2
Елман-Курфомское	93,3	2,0	0,5	0,8	0,1	—	3,8	0,1
Нибельское	87,9	1,3	0,15	0,09	0,03	—	10,5	0,04
Введеновское	70,87	8,0	4,3	1,2	0,32	0,01	15,1	0,2
Ухтинское	88,0	1,9	0,2	0,3	—	—	9,3	0,3
Тюменское	98,64	0,2	0,04	0,1	—	—	0,22	0,8

Таблица 7

Химический состав (об. %) газов некоторых газоконденсатных месторождений

Месторождение	СН₄	С₂Н₆	С₃Н₈	С₄Н₁₀	С₅Н₁₂+ высшие	СО₂	N₂ + редкие
Вуктыльское	75,7	9,1	3,1	0,7	7,5	0,2	3,8
Березнянское	87,7	4,9	1,9	0,9	1,0	2,5	1,1
Оренбургское	82,2	5,2	1,85	1,0	1,88	2,4^*	5,5
Шебелинское	93,6	4,0	0,6	0,7	0,4	0,1	0,6
Краснодарское	86,0	6,0	2,0	1,0	1,5	1,5	2,0
Газлинское	94,2	3,0	0,9	0,4	0,4	0,4	0,6

Таблица8

Характеристика газовых конденсатов различных месторождений

Месторождение	Выход конденсата, мл/м³	Фракционный состав, об. %					Групповой состав фракции н. к. 200 °С
Месторождение	Выход конденсата, мл/м³	начало кипения	100 °С	150 °С	200 °С	конец кипения	ароматические	нафтеновые	парафиновые
Вуктыльское	500	31	30	57	73	360	15	25	60
Оренбургское	70	33	58	83	89	248	—	—	—
Шебелинское	12	44	27	63	80	289	14	32	54
Газлинское	20	54	36	83	92	220	26	29	45
Коробковское	140	31	65	92	—	173	—	—	—
Краснодарское	—	40	30	65	83	300	25	35	40
Березнянское	—	47	22	64	78	315	33	44	23

Таблица9

Химический состав (об. %) попутных газов различных месторождений

Месторождение	СН₄	С₂Н₆	С₃Н₈	С₄Н₁₀	С₅Н₁₂ + высшие	CО₂	Н₂S	N₂ + редкие
Ромашкинское	40,0	19,5	18,0	7,5	4,9	0,1	—	10,0
Туймазинское	42,0	21,0	18,4	6,8	4,6	0,1	—	7,1
Кусимовское (Самарская область)	76,8	4,4	1,7	0,8	0,6	0,2	1,0	14,5
Сагайдагское (Украина)	96,19	0,75	0,20	—	—	0,43	—	2,43
Прилукское (Украина)	32,34	14,6	21,83	12,23	5,88	0,92	—	12,2
Ишимбаевское	42,4	12,0	20,5	7,2	3,1	1,0	2,8	11,0
Аргединское (Волгоградская область)	96,3	1,2	0,5	0,1	—	0,1	—	1,8
Яблоневый овраг (Самарская область)	29,6	16,0	16,5	8,8	3,5	0,6	—	27,0
Шаимское	73,4	7,1	7,9	3,2	1,0	2,3	—	5,1
Усть-Балыкское	87,7	3,9	3,2	1,6	0,9	—	—	2,7
Мухановское	31,4	19,0	22,0	9,5	5,0	4,0	0,1	9,0
Анастасиевско-Троицкое	85,1	5,0	1,0	1,0	2,8	5,0	—	0,1
Уренгойское: Горизонт валанжин Горизонт юра. Горизонт сеноман	92,5 87,0 98,8	2,00 6,20 0,07	0,66 3,40 ----	0,50 1,98 ----	0,15 0,76 0,01	0,33 0,12 0,29	- - -	3,7 1,1 0,8
Заполярное	98,4	0,07	0,01	--	0,01	0,20	-	1,3
Губкинское	98,4	0,13	0,01	0,005	0,01	0,15	-	1,3
Юбилейное	98,4	0.07	0,01	--	--	0,40	--	1,1
Мессояхское	97,6	0,1	0,03	0,01	0,01	0,6	--	1,6
Соленинское	95,8	2,9	0,07	0,20	0,15	0,40	--	0,5
Березовское	94,8	1,20	0,3	0,1	0,06	0,5	--	0,3
Вуктыльское	81,8	8,8	2,8	0,94	0,30	0,30	--	5,1
Ачакское: Горизонт нижний мел Горизонт верхняя юра	93,7 89,2	3,80 4,60	0,90 1,50	0,37 0,44	0,84 0,37	0,30 0,50	- -	0,70 3,30
Шатлыкское	94,6	2,20	0,27	0,20	0,18	1,40	-	1,2

Таблица10

Химический состав (об. %) попутных газов некоторых зарубежных месторождений

Месторождение	СН₄	С₂Н₆	С₃Н₈	С₄Н₁₀	С₅Н₁₂+ + высшие	СО₂	Н₂S	N₂ + + редкие
Бони-Глен (Канада)	74,55	11,1	4,83	2,37	1,56	0,93	0,34	2,87
Варадеро (Мексика)	65,41	3,11	5,49	4,72	2,94	13,44	2,14	2,34
Кулебра (Мексика)	90,6	5,0	2,1	1,1	0,6	0,2	—	0,2
Прудхо-Бей (Аляска)	44,13	5,1	3,03	2,18	35,98	9,11	—	0,1
Чико (Калифорния)	66,2	1,8	—	—	—	0,6	—	30,6
Лас-Марседес (Венесуэла)	99,59	0,09	—	—	—	0,2	—	0,12
Лунчан (Китай)	89,7	6,13	—	—	—	0,52	—	3,65
Рэнкин (Австралия)	84,8	7,0	2,5	1,01	0,81	—	2,6 (О₂)	1,2

2. НАЗНАЧЕНИЕ И УСТРОЙСТВО КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ

2.1. Особенности дальнего транспорта природных газов

Основные месторождения газа в России расположены на значительном расстоянии от крупных потребителей. Подача газа к ним осуществляется по газопроводам различного диаметра. При прохождении газа возникает трение потока о стенку трубы, что вызывает потерю давления. Например, при расходе газа 90 млн.нм³/ сут по трубе 1400 мм давление убывает с 7,6 до5,ЗМПа на участке L
= 110 км. Поэтому транспортировать природный газ в достаточном количестве и на большие расстояния, только за счет естественного пластового давления нельзя. Для этой цели необходимо строить компрессорные станции (КС), которые устанавливаются на трассе газопровода через каждые 100 - 150 км.

Перед подачей газа в магистральные газопроводы его необходимо подготовить к транспорту на головных сооружениях, которые располагаются около газовых месторождений. Подготовка газа заключается в очистке его от механических примесей, осушки от газового конденсата и влаги, а также удаления при их наличии, побочных продуктов: сероводорода, углекислоты и т.д.

При падении пластового давления, около газовых месторождений строят, так называемые, дожимные компрессорные станции, где давление газа перед подачей его на КС магистрального газопровода поднимают до уровня 5,5 — 7,5 МПа. На магистральном газопроводе около крупных потребителей газа сооружаются газораспределительные станции для газоснабжения потребителей.

Все это свидетельствует о том, что транспорт газа на большие расстояния представляет собой весьма сложную техническую задачу, от решения которой во многом зависит развитие газовой промышленности и экономики страны в целом.

На газопроводах в качестве энергопривода КС используются газотурбинные установки, электродвигатели и газомотокомпрессоры - комбинированный агрегат, в котором привод поршневого компрессора осуществляется от коленчатого вала двигателя внутреннего сгорания.

Вид привода компрессорных станций и ее мощность в основном определяются пропускной способностью газопровода. Для станций подземного хранения газа, где требуются большие степени сжатия и малые расходы используются газомотокомпрессоры, а также газотурбинные агрегаты типа «Солар» и ГПА-Ц-6,3, которые могут обеспечивать заданные степени сжатия. Для газопроводов с большой пропускной способностью наиболее эффективное применение находят центробежные нагнетатели с приводом от газотурбинных установок или электродвигателей.

Режим работы современного газопровода, несмотря на наличие станций подземного хранения газа, являющихся накопителями природного газа, характеризуется неравномерностью подачи газа в течение года. В зимнее время газопроводы работают в режиме максимального обеспечения транспорта газа. В случае увеличения расходов, пополнение системы обеспечивается за счет отбора газа из подземного хранилища. В летнее время, когда потребление газа снижается, загрузка газопроводов обеспечивается за счет закачки газа на станцию подземного хранения газа.

Оборудование и обвязка компрессорных станций приспособлены к переменному режиму работы газопровода. Количество газа, перекачиваемого через КС, можно регулировать включением и отключением числа работающих газоперекачивающих агрегатов (ГПА), изменением частоты вращения силовой турбины у ГПА с газотурбинным приводом и т.п. Однако во всех случаях стремятся к тому, чтобы необходимое количество газа перекачать меньшим числом агрегатов, что приводит естественно к меньшему расходу топливного газа на нужды перекачки и, как следствие, к увеличению подачи товарного газа по газопроводу.

Регулирование пропускной способности газопровода отключением работы отдельных КС при расчетной производительности газопровода обычно не практикуется из-за перерасхода энергозатрат на компремирование газа при такой схеме работы. И только в тех случаях, когда подача газа по газопроводу заметно снижается сравнительно с плановой (летом), отдельные КС могут быть временно остановлены.

Переменный режим работы компрессорной станции приводит к снижению загрузки газоперекачивающих агрегатов и, как следствие, к перерасходу топливного газа из-за отклонения от оптимального КПД ГПА.

Характерный вид графиков переменного режима работы газопровода при изменении его производительности показан на рис. 1. Из рисунка видно, что наибольшее влияние на режим работы КС и отдельных ГПА оказывают сезонные изменения производительности газопровода. Обычно максимум подачи газа приходится на декабрь- январь, а минимум - на летние месяцы года.

Рис. 1.   Схема сезонного колебания расхода газа крупного промышленного

центра: А - ТЭЦ;   Б - промышленность (включая котельные);   В - отопление;

Г - коммунально-бытовые потребители

Расход газа, млн.нм³/сут, через трубопровод длиной L
км, определяется следующей формулой (при давлении 0,1013 МПа и 20°С):
                           Q=105,1*10,2*10^-6*D^2,5*,                                       (1)

где D
- внутренний диаметр газопровода, мм; Р_н и Р_к - давление газа соответственно в начале и конце участка газопровода, МПа; λ= 0,009 - коэффициент гидравлического сопротивления; Δ- относительная плотность газа по воздуху; T
_ср - средняя температура по длине газопровода, К; Z
_ср
- средний по длине газопровода коэффициент сжимаемости газа; L
- длина участка газопровода, км.

На основании этой формулы можно вычислить пропускную способность газопровода на участке между двумя КС.

Зависимость пропускной способности газопровода от давления показана на рис.2.2.

Затраты мощности КС можно определить по формуле:

                                 ,                           (2)
где к - показатель адиабаты; η_н- адиабатический КПД нагнетателя; Т_вх_.-температура газа на входе в нагнетатель, К. При zR
=46 кг*м/кг*К, к=1,31, Т_вх = 293 К, L=100 км, η_н= 0,82,      Δ= 0,6; 1,36*10^-4-переводной коэффициент, с использованием соотношений (1) и (2) получаем зависимость изменения мощности от производительности.

Расчеты показывают, что для прокачки Q

= 90 млн.нм³/ сутки, на участке трубопровода Ø1400 мм, L
= 100 км необходимо затратить мощность = 50 МВт. При увеличении производительности на 30 % от проектной, мощность необходимо увеличивать в два с лишним раза при сохранении конечного давления.

С ростом пропускной способности газопроводов за счет увеличения диаметра трубы и рабочего давления растет температура газа, протекающего по трубопроводу. Для повышения эффективности работы газопровода и прежде всего для снижения мощности на транспортировку газа необходимо на выходе каждой КС устанавливать аппараты воздушного охлаждения газа. Снижение температуры необходимо еще и lля сохранения изоляции трубы.

Важным фактором по снижению энергозатрат па транспорт газа является своевременная и эффективная очистка внутренней полости трубопровода от разного вида загрязнений. Внутреннее состояние трубопровода довольно сильно влияет на изменение энергетических затрат, связанных с преодолением сил гидравлического сопротивления во внутренней полости трубопровода. Создание высокоэффективных очистных устройств с большим моторесурсом позволяет стабильно поддерживать производительность газопровода на проектном уровне, снижать энергозатраты на транспорт газа примерно на
10-15%.

Для уменьшения затрат мощности КС на перекачку газа, увеличения пропускной способности газопровода и экономии энергоресурсов на перекачку газа, всегда выгодно поддерживать максимальное давление газа в трубопроводе, снижать температуру перекачиваемого газа за счет его охлаждения на станциях, использовать газопроводы большего диаметра, периодически осуществлять очистку внутренней полости трубопровода.
2.2. Назначение и описание компрессорной станции.
При движении газа по трубопроводу происходит потеря давления из-за разного гидравлического сопротивления по длине газопровода. Падение давления вызывает снижение пропускной способности газопровода. Одновременно понижается температура транспортируемого газа, главным образом, из-за передачи теплоты от газа через стенку трубопровода в почву и атмосферу.

Для поддержания заданного расхода транспортируемого газа путем повышения давления через определенные расстояния вдоль трассы газопровода, как отмечалось выше, устанавливаются компрессорные станции.

Перепад давления на участке между КС определяет степень повышения давления в газоперекачивающих агрегатах. Давление газа в газопроводе в конце участка равно давлению на входе в газоперекачивающий агрегат, а давление в начале участка равно давлению на выходе из АВО газа.

Современная компрессорная станция (КС) - это сложное инженерное сооружение, обеспечивающее основные технологические процессы по подготовке и транспорту природного газа

Принципиальная схема расположения КС вдоль трассы магистрального газопровода приведена на рис. 2, где одновременно схематично показаны изменения давления и температуры газа между компрессорными станциями.

Компрессорная станция - неотъемлемая и составная часть магистрального газопровода, обеспечивающая транспорт газа с помощью энергетического оборудования, установленного на КС. Она служит управляющим элементом в комплексе сооружений, входящих в магистральный газопровод. Именно параметрами работы КС определяется режим работы газопровода. Наличие КС позволяет регулировать режим работы газопровода при колебаниях потребления газа, максимально используя при этом аккумулирующую способность газопровода.

На рис. 3 показана принципиальная схема компоновки основного оборудования компрессорной станции, состоящей из 3 ГПА. В соответствии с этим рисунком в состав основного оборудования входит: 1 - узел подключения КС к магистральному газопроводу; 2 - камеры запуска и приема очистного устройства магистрального газопровода; 3 - установка очистки технологического газа, состоящая из пылеуловителей и фильтр-сепараторов; 4- установка охлаждения технологического газа; 5- газоперекачивающие агрегаты; 6 - технологические трубопроводы обвязки компрессорной станции; 7 - запорная арматура технологических трубопроводов обвязки агрегатов; 8 - установка подготовки пускового и топливного газа; 9 - установка подготовки импульсного газа; 10 - различное вспомогательное оборудование; 11 - энергетическое оборудование; 12 - главный щит управления и система телемеханики; 13 - оборудование электрохимической защиты трубопроводов обвязки КС.

Рис. 3. Принципиальная схема компоновки основного оборудования компрессорной станции
На магистральных газопроводах различают три основных типа КС: головные компрессорные станции, линейные компрессорные станции и дожимные компрессорные станции.

Головные компрессорные станции (ГКС) устанавливаются непосредственно по ходу газа после газового месторождения. По мере добычи газа происходит падение давления в месторождении до уровня,когда транспортировать его в необходимом количестве без компремирования уже нельзя. Поэтому для поддержания необходимого давления и расхода строятся головные компрессорные станции. Назначением ГКС является создание необходимого давления технологического газа для его дальнейшего транспорта по магистральным газопроводам. Принципиальным отличием ГКС от линейных станций является высокая степень сжатия на станции, обеспечиваемая последовательной работой нескольких ГПА с центробежными нагнетателями или поршневыми газомото-компрессорами. На ГКС предъявляются повышенные требования к качеству подготовки технологического газа.

Линейные компрессорные станции устанавливаются на магистральных газопроводах, как правило, через 100-150 км. Назначением КС является компремирование поступающего на станцию природного газа, с давления входа до давления выхода, обусловленных проектными данными. Тем самым обеспечивается постоянный заданный расход газа по магистральному газопроводу. В России строятся линейные газопроводы в основном на давление Р_пр =5,5 МПа и Р_пр =7,5 МПа.

Дожимные компрессорные станции (ДКС) устанавливаются на подземных хранилищах газа (ПХГ). Назначением ДКС является подача газа в подземное хранилище газа от магистрального газопровода и отбор природного газа из подземного хранилища (как правило, в зимний период времени) для последующей подачи его в магистральный газопровод или непосредственно потребителям газа. ДКС строятся также на газовом месторождении при падении пластового давления, ниже давления в магистральном трубопроводе. Отличительной особенностью ДКС от линейных КС является высокая степень сжатия 2-4, улучшенная подготовка технологического газа (осушители, сепараторы, пылеуловители), поступающего из подземного хранилища с целью его очистки от механических примесей и влаги, выносимой с газом.

Около потребителей газа строятся также газораспределительные станции (ГРС), где газ редуцируется до необходимого давления (Р=1,2;0,6; 0,3 МПа) перед подачей его в сети газового хозяйства.

В состав ГПЗ входят следующие основные узлы:

1) очистка газа от серосодержащих соединений и утилизация серосодержащих соединений;

2) осушка газа;

3) компримирование газа;

4) выделение фракций сжиженных углеводородных (нефтяных) газов и этана;

5) разделение фракций сжиженных нефтяных газов (газофракционирование);

6) получение гелия и других инертных газов.

Газоперерабатывающие заводы, работающие на попутных газах, могут быть скооперированы с установками стабилизации нефти. Газоперерабатывающие заводы, обслуживающие газоконденсатные месторождения, имеют в своем составе установки по переработке газового конденсата (очистка, стабилизация и разделение на фракции). На рис. 4 представлена структурная схема газоперерабатывающего завода (без стадий выделения этана и редких газов).

Рис. 4. Структурная схема газоперерабатывающего завода.

3.ПОДГОТОВКА ГАЗА К ТРАНСПОРТУ
3.1.ОЧИСТКА ГАЗА ОТ МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ

Система подготовки технологического газа служит для очистки газа от механических примесей и жидкости перед подачей его потребителю в соответствии с требованиями ГОСТ 5542-87.

При добыче и транспортировке в природном газе содержатся различного рода примеси: песок, сварной шлам, конденсат тяжелых углеводородов, вода, масло и т.д. Источником загрязнения природного газа является призабойная зона скважины, постепенно разрушающаяся и загрязняющая газ. Подготовка газа осуществляется на промыслах, от эффективности работы которых зависит и качество газа. Механические примеси попадают в газопровод как в процессе его строительства, так и при эксплуатации.

Наличие механических примесей и конденсата в газе приводит к преждевременному износу трубопровода, запорной арматуры, рабочих колес нагнетателей и, как следствие, снижению показателей надежности и экономичности работы компрессорных станций и в целом газопровода.

Все это приводит к необходимости устанавливать на КС различные системы очистки технологического газа. Первое время на КС для очистки газа широко использовали масляные пылеуловители, которые обеспечивали достаточно высокую степень очистки (до 97-98%)). Масляные пылеуловители работают по принципу мокрого улавливания разного рода смесей, находящихся в газе. Примеси, смоченные маслом, сепарируются из потока газа, само масло очищается, регенерируется и вновь направляется в масленый пылеуловитель. Масляные пылеуловители чаще выполнялись в виде вертикальных сосудов, принцип действия которых, хорошо иллюстрируется схемой рис. 5.

Очищаемый газ поступает в нижнюю секцию пылеуловителя, ударяется в отбойный козырек 8 и, соприкасаясь с поверхностью масла, меняет направление своего движения. При этом наиболее крупные частицы остаются в масле. С большой скоростью газ проходит по контактным трубкам 3 в осадительную секцию II, где скорость газа резко снижается и частицы пыли по дренажным трубкам стекают в нижнюю часть пылеуловителя I. Затем газ поступает в отбойную секцию III, где в сепараторном устройстве 1 происходит окончательная очистка газа.

Недостатками масляных пылеуловителей являются: наличие постоянного безвозвратного расхода масла, необходимость очистки масла, а также подогрева масла при зимних условиях эксплуатации.

Рис. 5. Масляный пылеуловитель:

/ — люк; 2 — указатель уровня; 3 — козырек; 4 — подводящий патрубок;; 5 и 9 — . перегородки; 6 — контактные трубки; 7— ₍жалюзийные секции; '8 — выходной патрубок; 10— дренажные трубки; 11 —- лодводящий патрубок чистого масла; 12 — дренажная трубка; / — промывочная секция; 11 — осадительная секция; 111 — отбойная секция.
Схема установки очистки масла от пыли представлена на рис. 6. Чистое масло подается насосом или передавливается газом. При передавливании масла газ редуцируют и подают в емкость с давлением не выше 0,5 кгс/см²,

Рис. 6. Схема установки очистки масла для пылеуловителей:

/ — аккумулятор масла; 2 — емкости чистого масла; 3— насос; 4 — емкость грязного масла; 5— отстойники.
Таблица 11

Допустимые скорости газа в сепарационных узлах пылеуловителя с жалюзийной скрубберной секцией

Давление газа, кгс/см-	Скорость газа, м/с			Давление газа, кгс/см-	Скорость газа м/с
	набегания на жалюзи	в свободном сечении	в контактных трубках		набегания на жалюзи	в свободном сечении	в контактных трубках
10 0,628 1,12 3,35 50 20 0,445 0,79 2,35 60 30 0,365 0,66 1,95 70 40 0,314 0,56 1,68 .					0,282 0,50 1,50 0,257 0,46 1,38 0,238 0,43 1,27

     Полную очистку пылеуловителя через люк проводят 2-3 раза в год.

Пропускную способность масляных пылеуловителей рассчитывают в зависимости от давления и допустимых скоростей в сепарационных узлах. Рекомендуемые скорости в пылеуловителях с жалюзийной скрубберной насадкой следует принимать по табл. 11.

     Приведенным скоростям газа в пылеуловителях соответствует норма уноса солярового масла, равная 25 г. на 1000 м³ очищаемого газа.

Пропускная способность пылеуловителя определяется по формулам:
                                         Q_ст=9,35.10⁵*D²*p*(ρ_ж-ρ_г)/T*ρ_г;(3)
                                          Q_н=Q_ст*T_н/T_ст ,                                                                                 (4)

где Q_ст и   Q_н - пропускная способность пылеуловителям соответственно при 0° С и 760 мм рт. ст. и при 20° С и 760 мм рт. ст., м³/сут; D
— внутренний диаметр пылеуловителя, м; р — рабочее давление в пылеуловителе, кгс/см²; Т — температура газа в пылеуловителе, К; ρ_ж — плотность масла, кг/м³; ρ_г —плотность газа при рабочих условиях, кг/м³.

На рис. 7 представлена зависимость пропускном способности пылеуловителей различного диаметра от рабочих давлений.

Рис.7 Пропускная способность масляных пылеуловителей от их диаметра и давления газа.
Технические характеристики масляных пылеуловителей приведены в табл. 12.

Таблица 12

Диаметр корпуса, мм	Высота, мм	Площадь поперечного сечения, м²	Число трубок			Число отбойни	Размеры отбой ной насадки, мм		Толщина стенки, мм		Масса (общая), кр
Диаметр корпуса, мм	Высота, мм	Площадь поперечного сечения, м²	контактных	дренажных из осадителыной с секции	дренажных из отбойной секции	Число отбойни	длина	ширина	Рраб = 55кгс/см²	Рраб = 64кгс/см²	Рраб = 55 кгс/см²	^РРаб = 64кгс/см-
400	5100	0,126	5	2	2	13	360	148	12	15	1060	1200
500	5350	0,196	6	2	2	24	430	222	15	18	1520	1720
600	5550	0,282	9	3	2	32	510	296	18	20	2 100	2 270
1000	5950	0,785	26	5	3	75	925	333	28	32	5 840	6 450
1200	6300	1,132	41	7	5	85	1135	333	33	40	8 500	9 800
1400	6650	1,535	49	8	6	105	1340	333	40	45	12 200	13 420
1600	7000	2,040	27	9	6	125	1532	333	44	52	15 900	18 920
2400	8800	4,520	127	20	23	175	2370	333	46	—	30 000	—

Висциновые фильтры диаметром 500, 600 и 1000 мм установлены на газопроводах сухого газа с незначительной запыленностью и при небольшой пропускной способности. Пропускную способность фильтра рассчитывают по скорости газа, которую принимают до 1 м/с на полное сечение фильтра. Зависимость пропускной способности групп висциновых фильтров от диаметра и давления представлена на рис. 7. Висциновый фильтр состоит из корпуса и фильтрующих секций (слой насадки толщиной 70—250 мм) из колец Рашига размером 15X15X0,2 или 25X25X0.5 мм. Фильтры смазывают висциновым маслом (ГОСТ 7611—75). При прохождении газа через фильтр со скоростью до 1 м/с пыль оседает на смоченной маслом поверхности колец.

В настоящее время на КС в качестве первой ступени очистки широко применяют циклонные пылеуловители, работающие на принципе использования инерционных сил для улавливания взвешенных частиц (рис.8). Циклонные пылеуловители более просты в обслуживании нежели масляные. Однако эффективность очистки в них зависит от количества циклонов, а также от обеспечения эксплуатационным персоналом работы этих пылеуловителей в соответствии с режимом, на который они запроектированы.

Циклонный пылеуловитель (см. рис. 8) представляет собой сосуд цилиндрической формы, рассчитанный на рабочее давление в газопроводе, со встроенными в него циклонами 4.

Циклонный пылеуловитель состоит из двух секций: нижней отбойной 6 и верхней осадительной 1, где происходит окончательная очистка газа от примесей. В нижней секции находятся циклонные трубы 4. Газ через входной патрубок 2 поступает в аппарат к распределителю и приваренным к нему звездообразно расположенным циклонам 4, которые неподвижно закреплены в нижней решетке 5. В цилиндрической части циклонных труб газ, подводимый по касательной к поверхности, совершает вращательное движение вокруг внутренней оси труб циклона. Под действием центробежной силы твердые частицы и капли жидкости отбрасываются от центра к периферии и по стенке стекают в коническую часть циклонов и далее в нижнюю секцию 6 пылеуловителя. Газ после циклонных трубок поступает в верхнюю осадительную секцию 1 пылеуловителя, и затем, уже очищенный, через патрубок 3 выходит из аппарата.

Рис. 8. Циклонный пылеуловитель: 1 - верхняя секция; 2 - входной патрубок;

3 - выходной патрубок; 4 - циклоны; 5 - нижняя решётка; 6 - нижняя секция;7 - люк-лаз; 8 - дренажный штуцер; 9 - штуцеры контролирующих приборов;10 - штуцеры слива конденсата.
В процессе эксплуатации необходимо контролировать уровень отсепарированной жидкости и мехпримесей с целью их своевременного удаления продувкой через дренажные штуцеры. Контроль за уровнем осуществляется с помощью смотровых стекол и датчиков, закрепленных к штуцерам 9. Люк 7 используется для ремонта и осмотра пылеуловителя при плановых остановках КС. Эффективность очистки газа циклонными пылеуловителями составляет не менее 100 % для частиц размером 40 мкм и более, и 95% для частиц капельной жидкости.
3.2. ОСУШКА ГАЗА И БОРЬБА С ГИДРАТООБРАЗОВАНИЕМ.

Газ, поступающий из скважин, содержит влагу в жидкой и паровой фазе. Жидкая фаза извлекается сепараторами различной конструкции. С помощью установок осушки газа на головных сооружениях снижается содержание паров воды.

При низком качестве осушки газа в газопроводе конденсируется влага, в результате чего снижается его пропускная способность и образуются кристаллогидраты.

Наибольшая трудность при очистке газа - образование гидратов углеводородных газов: белых кристаллов, напоминающих снегообразную кристаллическую массу. Твердые гидраты образуют метан (их формула 8СН4•46Н2О или СН2•5,75Н2О) и этан (8С2Н6•46Н2О) или С2Н6•5,75Н2О); пропан образует жидкие гидраты (8C3H8•136H2O или С3Н817Н2О). При наличии в газе сероводорода формируются как твердые, так и жидкие гидраты.

Гидраты — нестабильные соединения, которые при понижении давления и повышении температуры легко разлагаются на газ и воду. Они выпадают при редуцировании газа, обволакивая клапаны регуляторов давления газа и нарушая их работу. Кристаллогидраты откладываются и на стенках измерительных трубопроводов, особенно в местах сужающих устройств, приводя тем самым к погрешности измерения расхода газа. Кроме того, они забивают импульсные трубки, выводя из строя контрольно-измерительные приборы (КИП);

Максимальное влагосодержание приближенно определяют по графику на рис. 9 в г на 1 м³ сухого газа при р=760 мм рт. ст. и Т=20°С или в кг на 1000 м³ газа.

Максимальная величина влагосодержания (при полном насыщении) зависит от состава газа, возрастая с увеличением содержания тяжелых углеводородов Н₂S и СО₂ и снижаясь с повышением содержания N₂.

Рис.9 Максимальное содержание влаги в газе в зависимости от давления и температуры.
Условия образования гидратов природных газов с различной плотностью можно определить по графику (рис. 10), на котором слева от каждой линии находится зона с гидратами, справа — зона без гидратов. Присутствие азота, сероводорода и углекислого газа повышает температуру гидратообразования.

Зону возможного гидратообразования в газопроводе находят следующим образом. Определяют температуру газа, падение давления, температуру гидратообразования и точку росы.

Рис.10 График гидратообразования для природных газов с различной относительной плотностью.

Полученные значения наносят на график (рис. 11). Участок, на котором температура газа ниже кривой гидратообразования, представляет собой зону возможного гидратообразования. Точка росы' определяется обычно путем охлаждения газа до температуры конденсации водяных паров. Гидраты, образующиеся в скважинах, шлейфах, газопроводах или аппаратах, разрушаются при снижении давления в системе, увеличении температуры в аппарате или на участке газопровода, где произошло образование гидратов, а также при вводе метилового, этилового и пропилового спиртов, гликолей, аммиака и хлористого кальция, способствующих разрушению гидратов. Аммиак применяют редко, так как он реагирует с углекислотой, которая содержится в природном газе, и образует с ней осадок углекислого аммония, забивающего запорную арматуру.

Необходимое количество метанола рассчитывают; следующим образом.

1. Определяют количество воды (в г/сут), выделившейся из газа за сутки,

q_в= (m_tp-m_ti)*Q, (5)

где m_tp и m_ti — влагосодержание при температуре точки росы t_р и фактической температуре t_i газа в газопроводе, г/м³; 0 — расход газа; м³/сут.

Рис. 11. График изменения температуры и давления и зона образования гидратов   в   магистральном   газопроводе

2. По заданным параметрам газа, давлению и относительной плотности определяют температуру образования гидратов t_г (см. рис.10). Величину требуемого снижения точки росы Δtp по углеводородам рассчитывают по формуле:

                                                            Δtp = t_{г -}t_i(6)
   3. По графику (рис. 12) определяют    минимальное удержание метанола в жидкости (М_ж) для температуры Δtp.
   4. Находят отношение содержания метанола в парах по содержанию в жидкости К_м по графику (рис. 13).

   5. Рассчитывают концентрацию метанола в газе.

                                                          K_мг = К_м*М_ж,                                                               (7)

6. Определяют количество метанола (в г/сут), необходимое для насыщения жидкости,



                                                   G_м,ж= q*М_ж/100-М_ж,                                                      (8)



7. .Определяют количество метанола (в г/сут), необходимое для насыщения газа,
                                                         G_{м,ж =}К_м,ж*Q.                                                                (9)

Рис. 12.   График понижения точки замерзания жидкости в зависимости от содержания метанола

Рис.13. График содержания метанола в паровой и жидкой фазах в зависимости от давления р и температуры t
газа

8. Находят общий расход метанола (в г/сут):
                                                  Gм = Gм, ж + Gм,г,                                                 (10)
    Существует два способа осушки природного и попутного газов: твердыми поглотителями (адсорбция) и жидкими поглотителями (абсорбция).

Преимущества жидких поглотителей по сравнению с твердыми сорбентами заключаются в следующем:

- низкие перепады давления в системе очистки;

- возможность осушки газов, в которых содержатся вещества, отравляющие твердые сорбенты;

- меньшие капитальные вложения и эксплуатационные расходы.

Однако степень осушки при использовании жидких поглотителей меньше, чем при использовании твердых сорбентов, а температура осушаемого газа должна быть выше 40—50° С, кроме того, при наличии в осушаемом газе некоторых тяжелых углеводородов происходит вспенивание поглотителей.

В связи с невозможностью достичь высокой степени очистки газа в циклонных пылеуловителях появляется необходимость выполнять вторую ступень очистки, в качестве которой используют фильтр-сепараторы, устанавливаемые последовательно после циклонных пылеуловителей (рис. 14.).

Рис 14.. Фильтр - сепаратор:

1 - корпус фильтр- сепаратора; 2 - быстрооткрывающийся затвор; 3 - фильтрующие элементы; 4 - направляющая фильтрующего элемента; 5 - трубная доска камеры фильтров; 6 - каплеотбойник; 7 - конденсатосборник
Работа фильтр-сепаратора осуществляется следующим образом: газ после входного патрубка с помощью специального отбойного козырька направляется на вход фильтрующей секции 3, где происходит коагуляция жидкости и очистка от механических примесей. Через перфорированные отверстия в корпусе фильтрующих элементов газ поступает во вторую фильтрующую секцию - секцию сепарации. В секции сепарации происходит окончательная очистка газа от влаги, которая улавливается с помощью сетчатых пакетов. Через дренажные патрубки мехпримеси и жидкость удаляются в нижний дренажный сборник и далее в подземные емкости.

Для работы в зимних условиях фильтр-сепаратор снабжен электрообогревом его нижней части, конденсатосборником и контрольно-измерительной аппаратурой. В процессе эксплуатации происходит улавливание мехпримесей на поверхности фильтр - элемента, что приводит к увеличению перепада давлений на фильтр - сепараторе. При достижении перепада, равного 0,04 МПа, фильтр - сепаратор необходимо отключить и произвести в нем замену фильтр - элементов на новые.

Как показывает опыт эксплуатации газотранспортных систем, наличие двух степеней очистки обязательно на станциях подземного хранения газа (СПХГ), а также и на первой по ходу линейной компрессорной станции, принимающей газ из СПХГ. После очистки, содержание механических примесей в газе не должно превышать 5 мг/м³.

Газ, поступающий на головные компрессорные станции из скважин, как отмечалось, практически всегда в том или ином количестве содержит влагу в жидкой и паровой фазах. Наличие влаги в газе вызывает коррозию оборудования, снижает пропускную способность газопровода. При взаимодействии с газом при определенных термодинамических условиях, образуются твердые кристаллические вещества - гидраты,

которые нарушают нормальную работу газопровода. Одним из наиболее рациональных и экономичных методов борьбы с гидратами при больших объемах перекачки является осушка газа. Осушка газа осуществляется сепараторами различной конструкции с использованием твердых (адсорбция) и жидких (абсорбция) поглотителей.

С помощью установок осушки газа на головных сооружениях уменьшается содержание паров воды в газе, снижается возможность выпадания конденсата в трубопроводе и образования гидратов.

3.3. ОСУШКА ГАЗА
ТВЕРДЫМИ ПОГЛОТИТЕЛЯМИ

Для осушки газа на промышленных установках применяют силикагель (наиболее распространенный осушитель), алюмогель, активированный боксит (флорид) и молекулярные сита.

Установки адсорбционной осушки имеют 2—4 адсорбера. Полный цикл процесса осушки твердыми поглотителями состоит из трех последовательных стадий: адсорбция продолжительностью 12—20 ч; регенерация адсорбента в течение 4—6 ч и охлаждение адсорбента в течение 1—2 ч. Технологическая схема осушки газа представлена на рис. 15.

Рис. 15. Технологическая схема осушки газа твердыми поглотителями:

1 — сепаратор; 2 и 7 — слив воды; 3 — нагреватель; 4 и 5 — адсорберы; 6 — сепаратор; 8 — теплообменник. Потоки:   / — влажный газ; // — осушенный газ;! III
— обводная линия
Газ после сепаратора, где происходит его очистка от механических примесей, капельной влаги и жидких углеводородов, поступает в адсорбер с регенерированным осушителем. Адсорбент поглощает влагу, содержащуюся в газе, после чего очищенный газ из адсорбента направляется в магистральный газопровод. Часть сырого отсепарированного газа подается в подогреватель, а затем в адсорбер с увлажненным осушителем для регенерации.

     Горячий газ после регенерации осушителя охлаждают и направляют в сепаратор для отделения влаги, удаленной из осушителя и выделившейся при охлаждении газа. После отделения влаги газ сливается с основным потоком сырого газа и поступает на осушку. Охлаждение адсорбента проводят холодным осушенным газом.

В установках с адсорбционным процессом достигается весьма низкая точка росы

(-40° С и ниже).

Количество адсорбента (в кг), необходимое для осушки газа, определяют по формуле:

                                             G = V_н *(W_н – W_к)* τ/ 24*α                                                        (11)

где V_н — количество поступающего на осушку газа, приведенного к 20° С и 760 мм рт. ст., м³/сут; W_н , W_к — влагосодержание соответственно    влажного и осушенного I газа, кг/м³; τ — продолжительность поглощения, ч; а —. активность адсорбента (а=0,04—0,05).
3.4. ОСУШКА ГАЗА ЖИДКИМИ ПОГЛОТИТЕЛЯМИ

В настоящее время практически на большинстве промыслов осушка газа производится жидкими поглотителями.

Для адсорбционной осушки газа применяют в основном диэтиленгликоли (ДЭГ) и триэтиленгликоли (ТЭГ); при осушки впрыском как ингибитор гидратообразования используется этиленгликоль (ЭГ).

Свойства химически чистых гликолей приведены в табл. 13, а технические условия на товарные гликоли, выпускаемые отечественной промышленностью, — в табл. 14.

Технологическая схема осушки газа жидкими поглотителями представлена на

рис. 16.

Газ, освобожденный от капельной влаги в нижней скрубберной секции адсорбера, осушается раствором 1 гликоля. Осушенный газ проходит верхнюю скрубберную секцию, где от него отделяются капли унесенного раствора гликоля, и поступает в газопровод.    Насыщенный влагой раствор гликоля подвергается регенерации в десорбере.

В промышленности приходится иметь дело с водными растворами гликолей. На рис. 17, а, б представлены графики зависимости точки росы осушенного газа от концентрации растворов ДЭГ и ТЭГ и температуры контакта.

Количество свежего раствора поглотителя (в кг/ч) необходимого для осушки газа до заданной точки росы определяют по формуле:

                                                              G = W_χ₂ / χ₁ - χ₂,                                                               (12)

   где W_χ₂— количество извлекаемой из газа влаги, кг/ч;χ₁ и χ₂— массовая доля гликоля соответственно в свежем и насыщенном растворе.

На практике разность между концентрациями свежем и насыщенного растворов принимают равной 3—4%.

На промышленных установках осушки газа расход циркулирующего раствора составляет 0,03—0,05    м³/кг извлекаемой воды.

Конденсат из сепараторов собирается в емкости выветривания, в которой поддерживается давление 15— 30 кгс/см², а насыщенный гликоль подается на регенерацию.
Таблица 13

Свойства химически чистых гликолей

Показатели	ЭГ [сн₂он— СН₃ОН]	ДЭГ [ОН(СН₂)₂О* *(СН₂)₂ОН]	ТЭГ [ОН(СН₂)₂О* (СН₂)₂О *{СН₂)₂ОН]
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, ⁰С
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
Показатели	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., ^СС: 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 на

ружный 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: Р₀v
₀
=
R
Т₀, Q_к=G/ρ₀, ρ₀=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 на рис. 25 Характеристики других типов имеют такой же вид, как для неполнонапорных, так и для полнонапорных нагнетателей.

Рис. 23. Неполнонапорный одноступенчатый нагнетатель 370-18 агрегатаГТК-10-4 производства НЗЛ: 1 - корпус; 2 - крышка; 3 - лопаточный диффузор;4 - рабочее колесо; 5 - гильза; 6 - зубчатая муфта; 7 - клиновые прокладки;

8 - анкерные болты.

Рис. 24 Полнонапорный двухступенчатый нагнетатель НЦ-16/76 агрегата ГПА У16 производства АО «СМПО им. Фрунзе»: 1-опорный подшипник;2 - крышка; 3 - корпус; 4 - внутренний корпус; 5 - ротор; 6 - крышка;7 - уплотнение; 8 - опорно-упорный подшипник; 9 - блок масляных насосов;10 - думмис; 11 - улитка; 12 - обратный направляющий аппарат.

Рис. 25. Приведённые характеристики нагнетателя 370-18-1 при [Т_и]_пр=288К; z_пр=0,9; R_мр=490 Дж / (кг -К)
Таблица 15

Характеристики центробежных нагнетателей для транспорта природных газов

Тип нагнетателя	Номинал произвол, при 20 "С и 1 МПа	Номинал. частота вращения, об/мин	Объемная произвол,., м³/мин	Степень сжатия	Конечное давление на выходе,
370-14-1	19,1	5300	289	1,25	5,66
Н-300-1,23	20,0	6150	260	1,24	5,50
Н-196-1,45	10,7	8200	196	1,45	5,60
520-12-1	29,3	4800	425	1,27	5,60
370-18-1	36,0	4800	370	1,23	7,60
Н-16-56	51,0	4600	800	1,24	5,60
Н-16-75	51,0	4600	600	1,24	7,50
Н-16-76	31,0	6500	380	1,-44.	7,50
650-21-1	53,0	3700	640	1,45	7,60
820-21-1	53,0	3700	820	1,45	5,60
Купер-Бессемер:
280-30	16,5	6200	290	1,51	5,60
СДР-224	17,2	6200	219	1,51	7,50
2ВВ-30	21,8	5000	274	1,51	7,50
Нуово-Пиньони:
РСЬ- 802/24	17,2	6500	219	1,49	7,52
РС-Ы001-40	45,0	4600	520	1,51	7,52

Пользуются характеристиками следующим образом. Зная фактические значения величин R
,
z
, Т, п для данных условий, по соотношению 13, определяют приведенную относительную частоту вращения нагнетателя (n/n₀)_пр . По известной степени сжатия, находят приведенный объемный расход газа Q
_пр
, соотношение 14, а затем по соответствующим кривым (рис.25) определяют политропический КПД η_пол и приведенную внутреннюю мощность нагнетателя (N_i/ρ_и)_пр

                                                                                                                                    (13)

                                                                                                                                                    (14)

Внутренняя мощность, потребляемая нагнетателем, определяется соотношением:

                                                            ,                                                                 (15)

В соотношениях 13-15 индексом «О» отмечен номинальный режим работы нагнетателя; индексом «в» — отмечены параметры на входе в нагнетатель. Плотность газа при всасывании, кг/м³, ρ определяется по соотношению:

                                                                                                        (16)

где Рвх ,Т- абсолютное давление (МПа) и температура (К) при всасывании.

Мощность на муфте привода, кВт:


N
=
Ni
+
N_мех,                                                                      (17)

где N_мех-механические потери, для газотурбинного привода N_мех = 100 кВт, для электропривода N_мех = 150 кВт.

Расчетный рабочий расход газа Q
_пр
для нагнетателей должен быть примерно на 10 -12% больше крайних левых значений расхода, соответствующего условиям начала срыва потока газа по нагнетателю (зоне помпажа). На рис. 25 этому соответствует подача газа ~ 360 м³/мин.

Наличие надежных приведенных характеристик при эксплуатации газотурбинного привода позволяет обслуживающему персоналу выбирать наилучший режим работы в зависимости от конкретных условий. Для центробежных нагнетателей с электроприводом также можно пользоваться приведенными газодинамическими характеристиками, но только для какого-то вполне определенного значения (n/n₀) , так как электропривод не имеет регулируемую частоту вращения.

Наличие надежных приведенных характеристик с использованием соотношений (13 - 16) позволяет относительно легко определять мощность ГПА в эксплуатационных условиях.
5. Пожарная опасность при добычи газа.

Пожар на газовом промысле может возникнуть как при истечении природного газа из аппаратов и коммуникаций, по которым он проходит с последующим его воспламенением, так и в результате пролива пожароопасных веществ (метанол, ДЭГ, масло), обращающихся в установках и трубопроводах.

Значительную пожарную опасность представляет транспортируемый природный газ. Пожары на газотранспортных объектах развиваются по следующей схеме: авария, утечка газа, образование облака взрывоопасной смеси, воспламенение ее от источника зажигания, горение газа, нагревание и разрушение технологического оборудования под воздействием пламени.

Истечение газа из аварийного участка может происходить в виде струи газа или конденсата. Наиболее опасно истечение жидкой фазы, которая под большим давлением вытекает из отверстия в виде струи. При истечении струя распыляется и начинается интенсивное испарение газа. Испарение струи конденсата происходит за счет избыточного давления, а также за счет подвода тепла извне. В это время образуется взрывоопасная газовоздушная смесь.

            При аварии в помещении взрывоопасная концентрация газа возникает в первую очередь вблизи места утечки газа, а затем распространяется по всему помещению. На открытых площадках вблизи места утечки образуется зона загазованности, распространяющаяся по территории объекта. Величина ее при аварийном истечении газа зависит от многих факторов, главный из которых расход газа, форма и направление его струи, метеорологические условия, рельеф местности. Наибольшее влияние на величину зоны загазованности имеет ветер. Размеры зон загазованности при различных расходах газа и скорости ветра сведены в таблицу.

Расход газа. кг/с	Скорость ветра, м/с
	0,5	1,0	5,0	10,0
	Глубина загазованности
0,5.	40	30	10	10
1	55	40	20	15
2	75	55	25	17
3	100	70	30	20
4	120	80	35	25
5	130	90	40	28
6	140	100	45	30
7	150	110	48	34
8	160	120	50	37
9	170	125	53	39
10	180	130	55	40
12	200	150	65	46
14	210	160	69	49
16	230	170	72	51
18	250	180	76	53
20	260	180	80	55

При аварии, связанной с разрушением газопровода или иного технологического аппарата, находящегося под давлением, в атмосферу или в помещение выбрасывается большое количество газа, (давление газа достигает 75 атмосфер). При наличии источника воспламенения газовое облако воспламеняется.

Возможные источники воспламенения:

- открытое пламя

- электрические и механические искры

- самопроизвольное воспламенение пирофорных отложений

- работающие двигатели внутреннего сгорания

- разряды статического электричества

- грозовые разряды

После сгорания газового облака горение локализуется в месте утечки. Размеры и форма пламени определяется расходом газа и формой струи. При разрывах трубопровода факел может иметь вытянутую форму, а при пробое фланцевого соединения - веерообразную. При горении струй газа технологическое оборудование вблизи подвергается интенсивному тепловому воздействию. Факел пламени газа при горении имеет бледно-желтую окраску. Горящие струи газа сопровождаются характерным сильным свистящим звуком.
Пожарная опасность веществ, применяемых в технологическом процессе.

Главными факторами, определяющими пожарную опасность технологического процесса, являются свойства транспортируемого газа, а также пожароопасные вещества, применяемые в производстве.

Природный газ - бесцветный горючий газ без запаха. Химическая формула СН₄, плотность 0.7166 кг/м.куб при 0 градусов и 760 мм. рт. ст. Теплота сгорания 11910 ккал/кг. Горит, бледным синеватым пламенем в воде не растворим. Температура самовоспламенения 537^о Минимальная энергия зажигания 0,28 мдж. Давление взрыва 7,2 кг/см².

Газ легче воздуха, он не ядовит, но при недостатке в воздухе рабочей зоны кислорода и при длительном вдыхании вызывает удушье. Смеси газа с воздухом имеют нижний и верхний концентрационные пределы взрываемости от 5%...15% газ взрывоопасен, а свыше 15% - огнеопасен, при более высоких концентрациях - не горит. Предельно допустимая концентрация (ПДК) содержания метана в воздухе не должна превышать 0,5 %.

Добываемый природный газ в своем состав имеет чуть больше 98% метана и менее 2% примесей других газов.

Для предупреждения взрыва при аварийном истечении метана и тушении факела в закрытых помещениях применяют инертные и другие негорючие газы, минимальная концентрация (в % объёмных долей): аргона 52; гелия 40; азота 39; углекислого газа 26. Минимальное взрывоопасное содержание кислорода при разбавлении метановоздушных смесей (в % объемных единиц): углекислым газом 15,6; азотом 12,8; гелием 12,7; аргоном 10,1. В настоящее время идет испытание нового способа тушения газа и предотвращения взрыва взрывоопасных концентраций газа в закрытых помещениях – применение тонко распылённой воды. Проект установки водяного пожаротушения с применением тонко распыленной воды разрабатывается для ДКС Вынгапуровского газового промысла. Установка рассчитана не только на тушение газа, но и на предотвращение взрыва газа при загазованности (УАПТ сблокирована с системой газового анализа и срабатывает при достижении в помещении взрывоопасной концентрации).

ДЭГ (диэтиленгликоль) - бесцветная прозрачная горючая жидкость.

Температурные пределы:

- температура самовоспламенения на воздухе     + 343^О С,

- температура воспламенения                               + 132^О С,

- температура вспышки в открытом тигле           + 124^О С,

Плотность   1,118г/см³,

ДЭГ - токсичен: при попадании в организм вызывает острое отравление, действует на почки, печень. Предельно допустимая концентрация (ПДК) в воздухе рабочей зоны производственных помещений 10 мг/м³.

Конденсат - желтоватая жидкость с сильным запахом бензина представляет собой смесь предельных углеводородов. Пределы взрываемости по объему:

- нижний           15%

- верхний            8%

- температура вспышки                 +30^О С

- температура воспламенения      +380^О С.
МЕТАНОЛ (метиловый спирт) – бесцветная легковоспламеняющаяся ядовитая жидкость, химическая формула СН₃ОН. Молекулярный вес 32,04; плотность 795,0 кг/м³; температура плавления – 97,8º C; температура кипения 64,7º C; плотность пара по воздуху 1,1; вязкость пара 87 микропуаза ( мкпз) при 0º C; коэффициент диффузии пара в воздух 0,062 см²/сек. при 25º C; диэлектрическая проводимость 32,65; удельное электрическое сопротивление 4,5 х 10⁶ ом х см; растворимость в воде не ограниченная; температура вспышки 8º C; температура воспламенения 13º C; температура самовоспламенения 464º C; область воспламенения 6-34,7 % объемных долей; температурные пределы воспламенения – нижний 7, верхний 39º C; максимальное давление взрыва 7,4 кГ/ см²; максимальная скорость горения паро-воздушной смеси 0,572 м/сек. Минимальное взрывоопасное содержание кислорода при разбавлении спиртовоздушных смесей углекислым газом 13,4 % объемн.; азотом 10,4%;

Метанол - сильный яд, действующий преимущественно на нервную систему. В организм человека может проникнуть через дыхательные пути и даже через неповрежденную кожу. Особенно опасен при приеме внутрь: 5- 10 грамм его может вызвать тяжелое отравление, 30 грамм является смертельной дозой.
Для предотвращения аварий на ТКЦ предусмотрены следующие технологические защиты, при срабатывании которых происходит аварийная остановка ГПА:

- пожара на ТА

- погасание факела в камере сгорания

- повышения температуры газов за силовой турбиной ТНД выше максимально допустимой

- повышение температуры подшипников выше 80 гр.С.

- повышение частоты вращения роторов ТВД и ТНД выше предельно допустимой

- осевой сдвиг роторов турбины и нагнетателя на величину 0.8-1.0 мм. против нормального значения (о чем свидетельствует повышение давления на контактах манометра реле осевого сдвига)

- понижение давления масла в подшипниках турбины ниже 0.2 кг/см. кв., а на опорно-упорном подшипнике до 1.2 кг/см.кв.

- появление вибрации подшипников более 0.06 мм

- понижение перепада давления масла и давления газа в нагнетателе в масляном уплотнении "масло-газ" ниже 0.5 кг/см.кв.

- понижение давления топливного газа до 10 кгс/см.кв.

- появление масла на турбине (разрыв маслопровода)

- прорыв газа из зала нагнетателей в помещение машинного зала

- самопроизвольное срабатывание кранов обвязки нагнетателя и турбины

- нерасцепление муфты турбодетандора, повышение частоты вращения ротора турбодетандора до частоты вращения 9100-10500 об/мин

- резкое падение уровня масла в раме-маслобаке

- появление стуков, необычных звуков внутри ГПА.

Предупредительная сигнализация по всем видам защит выведена на шкафы контроля и управления главного щита управления компрессорного цеха.

6. Пожарная опасность при транспортировке газа

Особую пожарную опасность представляют турбокомпрессорные цеха, в частности основное их оборудование - ГПА.

Главными факторами, определяющими пожарную опасность технологического процесса, являются свойства транспортируемого газа, а также пожароопасные вещества, применяемые в производстве.
Характеристика пожарной опасности применяемых веществ и материалов:

Природный газ:

·        Бесцветный горючий газ без запаха;

·        Химическая формула СН4,

·        Плотность 0.7166 кг/м.куб при 0 градусов и 760 мм. рт. ст.

·        Теплота сгорания 11910 ккал/кг. Горит, бледным синеватым пламенем в воде не растворим.

·        Температура самовоспламенения 537 гр.С

·        С воздухом образовывает взрывоопасные смеси:

·        НПВ - 5%

·        ВПВ - 15%

·        Минимальная энергия зажигания 0.28 мдж.

·        Давление взрыва 7.2 кг/см.кв.

Транспортируемый КС природный газ имеет следующий состав:

     метан                                                                                                    98.21   %

     пропан                                                                                                    0.37   %

     этан                                                                                                         0.98   %

     изобутан                                                                                                 0.05   %

     бутан                                                                                                       0.04   %

    азот                                                                                                          0.31 %

     углекислый газ                                                                                        0.04 %

Турбинное масло ТП-22

   Плотность                                                                                             900 кг/м.кв.

   Температура вспышки                                                                      184 гр.С

   НТПВ                                                                                                    148 гр.С

   ВТПВ                                                                                                    182 гр.С

В систему смазки 1-го ГТК-10-4 заливают 7.2 тонны масла ТП-22

В цехе 8 ГПА -                                                                          57.6     тонны масла

В 2-х цехах     -                                                                        114.4     тонны масла

На расходном складе турбинного масла                      8-м емкостей по 50 м.куб

Всего: 514.4 тонны масла

Конденсат

   Углеводородным конденсатом называют жидкую фразу газоконденсатных смесей, получаемого в системе очистки газа. В состав конденсата входят бензин, соляра, керосин, метанол, лигроин и т.п.

Температура вспышки 36 гр.С

НТПВ 7 гр.С

ВТПВ 36 гр.С

НПВ 0.79 %

ВПВ 68 %

Метанол
- бесцветная прозрачная жидкость по запаху и вкусу напоминает винный (этиловый) спирт. Применяют для предупреждения образования и устранения образовавшихся гидратов. Метанол разлагает гидраты путем поглощения воды, в результате чего в газовом потоке образуются спиртовые смеси, температура замерзания которых значительно ниже нуля. Метанол является легковоспламеняющейся жидкостью, поэтому обращение с ним требует специальных мер пожарной безопасности. Для транспорта, хранения и перекачки метанола должны использоваться только герметичные системы (емкости и трубопроводы) с полностью исправными узлами и соединениями. Емкости для хранения метанола должны оборудоваться дыхательными и гидравлическими клапанами.

Плотность 792.0 кг/м.кв.

Температура кипения 64.5 гр.С

Плотность пара 1.1

Температура вспышки 16 гр.С

Температура воспламенения 13 гр.С.

Температура самовоспламенения 436 гр.С

НТПВ 7 гр.С

ВТПВ 39 гр.С.

НПВ 6.72 %

ВПВ 36.5 %

Метанол - сильный яд, действующий преимущественно на нервную систему. В организм человека может проникнуть через дыхательные пути и даже через неповрежденную кожу. Особенно опасен при приеме внутрь: 5- 10 грамм его может вызвать тяжелое отравление, 30 грамм является смертельной дозой.

Пожар на компрессорной станции может возникнуть как при истечении природного газа из аппаратов и коммуникаций, по которым он проходит с последующим его воспламенением, так и в результате пролива масла, обращающегося в установках и трубопроводах. Вероятность воспламенения пролитого в результате аварии масла увеличивается наличием нагретых поверхностей ГПА.

Вероятность возникновения пожара увеличивается:

1.При пуске ГПА в работу.

2.При останове ГПА.

3.При разгерметизации оборудования в процессе эксплуатации.

Как показывает статистика, и опыт эксплуатации компрессорных станций с газотурбинным приводом, что основными причинами пожаров на КС являются:

- пролив масла в результате технологической аварии и возгорание турбинного масла при соприкосновении его с горячими поверхностями камер сгорания, газоходов или трубопроводов, температура которых превышает температуру воспламенения масла;

- разрушение обвязочных газопроводов компрессорных цехов, сопровождающимся воспламенением газа и других материалов;

- попадание посторонних предметов в полость нагнетателя;

- проникновение газа к очагу возгорания из-за неплотного закрытия кранов в технологической обвязке;

- нарушение ППБ при проведении огневых работ;

- нарушение ППБ персоналом служб на территории КС.

По технологическим условиям наружная поверхность турбины не должна превышать более 100 гр.С. Однако в процессе эксплуатации происходит осадка или разрушение изоляционной набивки, что приводит к перегреву наружной поверхности камер сгорания. В целях уменьшения вероятности попадания пролитого масла, на горячие поверхности ГТК-10-4, проводят окожушивание раскаленных поверхностей ТА изоляционным материалом. Однако вследствии сложной конфигурации поверхностей ГПА, это не обеспечивает полной гарантии от попадания масла на нагретую поверхность. Кроме того, возможна пропитка маслом изоляции, что при хорошей аккумуляции тепла может привести к возгоранию ТА. Разрушение маслопроводов ТА происходит из-за повышенного уровня вибрации ТА, не плотности соединений.

Газотурбинные установки характеризуются высоким уровнем аварийности, которая объясняется конструктивными особенностями установок. Аварийная ситуация может произойти вследствии образования трещин на горелках камеры сгорания, неисправностей направляющих ТВД и ТНД, нарушение герметичности трубопроводов.

Одним из источников воспламенения могут быть технологические продукты сгорания газа, температура которых составляет около 400 гр.С.

Развитие пожара на ГПА может иметь лавинообразный характер вследствие неограниченного поступления природного газа в очаг пожара (прорыв газа из нагнетателя в машзал из-за неисправности масляного уплотнения), а также большой пожарной нагрузки, создаваемой пролитым маслом из горящего ТА (объем масла 1-го ГПА - 7 м.куб). При столь значительных количествах участвующего в горении масла, пожар развивается настолько быстро, что уже через 10-15 минут в зоне горения происходит обрушение перекрытия цеха.

АВО масла также является потенциальным источником пожара из-за большого количества масла, однако, вероятность возгорания масла значительно меньше по сравнению с ГПА.

При аварии, связанной с разрушением газопровода (нагнетателя, или иного технологического аппарата, находящегося под давлением газа) в атмосферу или в помещение выбрасывается большое количество газа, (давление газа достигает 75 атмосфер). При наличии источника воспламенения газовое облако воспламеняется.

Возможные источники воспламенения:

- открытое пламя

- электрические и механические искры

- самопроизвольное воспламенение пирофорных отложений

- работающие двигатели внутреннего сгорания

- разряды статического электричества

- грозовые разряды

Анализ возникновения пожаров в компрессорных цехах с газотурбинным приводом показал, что основной причиной пожаров, является возгорание масла, при его соприкосновении с горящими поверхностями камер сгорания газовых турбин или трубопроводов, температура которых превышает температуру самовоспламенения масла.

Попадание масла на горячие поверхности происходит по следующим причинам:

-неудовлетворительное изготовление и некачественный монтаж фланцевых соединений;

-недостаточно надежная конструкция уплотнения на стопорных регулирующих клапанах;

-недостатки конструкции уплотнения среднего стула турбоагрегата;

-дефекты металла из которого изготовлены элементы турбины/диск, лопатки и т.п./

- переполнение маслобаков и рам маслобаков;

- эксплуатация агрегатов с загрязненными маслофильтрами;

- отсутствие кожухов на газоходах, камерах сгорания и на других высоконагретых поверхностях.

Вследствие бурного развития начавшегося пожара через 30-40 минут может произойти разрушение основных строительных конструкции компрессорного цеха. По вышеуказанным причинам система обнаружения и тушения пожара приобретает первостепенное значение, а применение надежных автоматических устройств совершенно необходимо. В качестве метода тушения, принята УАПТ локального тушения пеной средней кратности.
Заключение.

Я рассмотрела в работе добычу и транспортировку природного газа, характеристику состав природных углеводородов, основные стадии, которые проходит природный газ, прежде чем попасть в трубопровод при дальнейшей его транспортировке, назначение и устройство компрессорных станций, пожароопасность и взрывоопасность при транспортировке газа.

В результате ознакомления я выявила проблемы при добыче и транспортировке газа:

1.      точка росы;

2.      влага;

3.      механические примеси;

4.      кислые примеси;

5.      взрывоопасность;

6.      пожароопасность;

7.      гидратообразование;

8.      повышение или понижение температуры;

9.      повышение или понижение давления;

10. содержание кислорода;

11. коррозия.
Список использованной литературы
1.      Деточенко А.В., Михеев А.Л., Волков М.М. Спутник газовика. Справочник. М., Недра, 1978. 311 с.

2.      Козаченко А.Н. Эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов. – М.: Нефть и газ, 1999. – 463 с.

3.      Мановян А.К. Технология первичной переработки нефти и природного газа: Учебное пособие для вузов. 2-е изд. – М.: Химия, 2001. – 568 с.: ил.

4.      Экологическая безопасность газокомпрессорных станций: Учебное пособие/ Перельман Е.Б. Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 2001. 151 с.

Bukvasha