Подготовка газа к транспортировке 2

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 С2Н6. 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.

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

Таблица 3

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

Таблица 4

Добыча газа в России (млрд м3):

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

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

Таблица 7

Химический состав (об. %) газов некоторых газоконденсатных месторождений

Таблица8

Характеристика газовых конденсатов различных месторождений

Таблица9

Химический состав (об. %) попутных газов различных месторождений

Таблица10

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

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*D2,5*, (1)

где D - внутренний диаметр газопровода, мм; Рн и Рк - давление газа соответственно в начале и конце участка газопровода, МПа; λ= 0,009 - коэффициент гидравлического сопротивления; Δ- относи­тельная плотность газа по воздуху; Tср - средняя температура по длине газопровода, К; Zср - 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; ηн- адиабатический КПД нагнетателя; Твх. - температура газа на входе в нагнетатель, К. При zR=46 кг*м/кг*К, к=1,31, Твх = 293 К, L=100 км, ηн= 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 Ш1400 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 Рпр =5,5 МПа и Рпр =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

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:

Qст=9,35.105*D2*p*(ρж-ρг)/T*ρг; (3)

Qн=Qст*Tн/Tст , (4)

где Qст и Qн - 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; ρж — плот­ность масла, кг/м3; ρг —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

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,

qв= (mtp-mti)*Q, (5)

где mtp и mti — влагосодержание при температуре точ­ки росы tр и фактической температуре ti 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 tг (см. рис.10). Величину требуемого сниже­ния точки росы Δtp по углеводородам рассчитывают по формуле:

Δtp = tг - ti (6)

3. По графику (рис. 12) определяют минимальное удержание метанола в жидкости (Мж) для температуры Δtp.

4. Находят отношение содержания метанола в парах по содержанию в жидкости Км по графику (рис. 13).

5. Рассчитывают концентрацию метанола в газе.

Kмг = Км*Мж, (7)

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

Gм,ж = q*Мж/100-Мж, (8)

7. .Определяют количество метанола (в г/сут), необходимое для насыщения газа,

Gм,ж = Км,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 = Vн *(Wн – Wк)* τ/ 24*α (11)

где Vн — количество поступающего на осушку газа, приведенного к 20° С и 760 мм рт. ст., м3/сут; Wн , Wк — 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 = Wχ2 / χ1 - χ2 , (12)

где Wχ2— 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

Таблица 14

Технические условия на товарные гликоли, выпускаемые отечественной промышленностью

Рис16 Принципиальная технологическая схема осушки газа жидким поглотителем.

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

3.5. НИЗКОТЕМПЕРАТУРНАЯ СЕПАРАЦИЯ

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

Рис.18 Технологическая схема установки НТС с искусственным холодом.

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

3.6. СИСТЕМЫ ОХЛАЖДЕНИЯ ТРАНСПОРТИРУЕМОГО ГАЗА НА КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЯХ

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Рис. 21. Аппарат воздушного охлаждения газа с верхним расположением

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

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

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

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

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

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

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

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

4. Газоперекачивающие агрегаты.

4.1. Компоновка газоперекачивающих агрегатов на станции

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

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

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.

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

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.

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

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

Краны обвязки ГПА.

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.

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

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.

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 Qк, млн*нм3/сут. Перевод одних величин в другие осуществляется и использованием уравнения Клапейрона с поправкой на сжимаемость газа z, Рv = zRT. При использовании G кг газа применяется урав­нение Клапейрона — Менделеева также с использованием поправки на сжимаемость газа z, РQ =GzRТ, где Q - объемная подача газа, G - массовая подача, характеризующая количество газа, протекаю­щее в единицу времени через сечение всасывающего патрубка. Ком­мерческая подача Qк 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: Р0v0 = RТ0, Qк=G/ρ0, ρ 0=Р0/RТ0.

Характеристики ряда типов центробежных нагнетателей, исполь­зуемых на газопроводах, приведены в табл. 15. Каждый тип нагнетателя характеризуется своей характеристи­кой, которая строится при его натурных испытаниях. Под характе­ристикой нагнетателей принято понимать зависимость степени сжа­тия ε, политропического КПД (η пол) и удельной приведенной мощно­сти (N. I р )п от приведенного объемного расхода газа Qпр, . Строятся такие характеристики для заданного значения газовой постоянной Rпр, коэффициента сжимаемости zпр, показателя адиабаты, приня­той расчетной температуры газа на входе в нагнетатель Тв 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 [Ти]пр=288К; zпр=0,9; Rмр=490 Дж / (кг -К)

Таблица 15

Характеристики центробежных нагнетателей для транспорта природных газов

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 Qпр , соотношение 14, а затем по соответствующим кривым (рис.25) определяют политропический КПД ηпол и приведенную внутреннюю мощность нагнетателя (Ni/ρи )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+ Nмех, (17)

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

Расчетный рабочий расход газа Qпр 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.

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 сильнымсвистящим 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 537о 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 + 343О С,

- температура воспламенения + 132О С,

- температура вспышки в открытом тигле + 124О 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 +30О С

- температура воспламенения +380О С.

МЕТАНОЛ (метиловый спирт) – бесцветная легковоспламеняющаяся ядовитая жидкость, химическая формула СН3ОН. Молекулярный вес 32,04; плотность 795,0 кг/м3; температура плавления – 97,8є C; температура кипения 64,7є C; плотность пара по воздуху 1,1; вязкость пара 87 микропуаза ( мкпз) при 0є C; коэффициент диффузии пара в воздух 0,062 см2/сек. при 25є C; диэлектрическая проводимость 32,65; удельное электрическое сопротивление 4,5 х 106 ом х см; растворимость в воде не ограниченная; температура вспышки 8є C; температура воспламенения 13є C; температура самовоспламенения 464є C; область воспламенения 6-34,7 % объемных долей; температурные пределы воспламенения – нижний 7, верхний 39є 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:

Турбинное масло ТП-22

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

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.

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.

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, чтоосновными 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:

точка росы;

влага;

механические примеси;

кислые примеси;

взрывоопасность;

пожароопасность;

гидратообразование;

повышение или понижение температуры;

повышение или понижение давления;

содержание кислорода;

коррозия.

Список использованной литературы

Деточенко А.В., Михеев А.Л., Волков М.М. Спутник газовика. Справочник. М., Недра, 1978. 311 с.

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

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

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