Способы очистки и осушки газа

 

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

Очистка газа от твердых взвесей перед подачей его в газопровод имеет особо важное значение, так как от качества очистки зависит надежность работы всей газопроводной системы и оборудования у потребителей. Твердые взвеси (частицы пыли) различаются по раз­меру: крупные — 100—500 мкм, мелкие — 10—100 мкм, тонкие — 0,1—10 мкм и весьма тонкие — менее 0,1 мкм. Содержание (кон­центрация) твердой взвеси в газовых потоках (запыленность) ко­леблется от 3 до 20 г на 1000 м³ газа и зависит от диаметра газо­провода, состава газа, срока службы газопровода и других причин.

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

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

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

К аппаратам мокрого отделения пыли относятся главным образом масляные пылеуловители. Принцип действия этих аппаратов основан на смачивании взвеси газа промы­вочной жидкостью, которая отде­ляется от газового потока, выводится из аппарата для регенерации или от­стоя и затем возвращается в аппарат. Пылеуловители выпускаются различ­ных типоразмеров диаметром 500— 2400 мм и давлением 0,6—6,4 МПа (6—64 кгс/см²). По форме они бывают вертикальными, горизонтальными и шаровыми. На рис. 52 представлен распространенный тип вертикального масляного пылеуловителя с жалюзийной скрубберной секцией, обеспе­чивающий высокую степень очистки газа от пыли за счет уменьшения скорости потока и контакта с соля­ровым маслом. Газ, подлежащий очистке, проходит через патрубок ввода газа в газопромывочную сек­цию и направляется в контактные газопромывочные трубки, в которых он очищается от твердой взвеси. Очи­щенный от пыли газ с каплями про­мывочной жидкости, содержащей твердую взвесь, выбрасывается в секцию 6, где в результате гравитационных сил осаждаются срав­нительно крупные капли промывочной жидкости, которая по труб­кам 8 возвращается в нижнюю часть аппарата. Газ, пройдя секцию 6, где происходит окончательное отделение газа от капель промывочной жидкости, через выводной патрубок отводится в газопровод, а отсепарированная жидкость направляется в нижнюю часть аппа­рата для отстоя. Горизонтальные пылеуловители (с барботажной промывочной и жалюзийной секциями) и шаровые пылеуловители являются новыми конструкциями, однако по принципу действия и устройству они имеют те же секции, что и у вертикальных пыле­уловителей, т. е. газопромывочную, осадительную и скрубберную.

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

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

 

Практика эксплуатации «мокрых» пылеуловителей показывает, что степень очистки газа от твердой взвеси достигает почти 100%. В ма­сляных пылеуловителях в качестве смачивающей жидкости используют соляровое масло марки Л, расход которого составляет около 25 г на 1000 м³ газа. В маслоуловитель диаметром 2400 мм зали­вают около 2 т масла. Маслоуловители обычно устанавливают груп­пами в комплекте с отстойниками масла.

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

Рис. 53. Схема очистки газа масляными пылеуловителями

 

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

При требующейся небольшой пропускной способности применяют висциновые фильтры. Висциновый фильтр (рис. 54) состоит из корпуса и фильтрующих секций со слоем насадки толщиной 70— 250 мм из колец Рашига размером 15x15 х 0,2 или 25 х 25 х 0,5 мм. Фильтры периодически смачивают висциновым маслом. Газ, про­ходя по извилинам колец, изменяет свое направление, и пылинки прилипают к смоченной висциновым маслом поверхности. Очищают фильтры, промывая кольца горячим содовым раствором. Висциновые фильтры изготовляют диаметром 500, 600 и 1000 мм. Расчет про­пускной способности ведут по скорости газа, которую принимают до 1 м/с на полное сечение фильтра.

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

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

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

Рис. 54. Висциновый фильтр:

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

 

Реге­нерация осуществляется путем подачи пара в кипятильник 6. Выде­ляющиеся при регенерации из раствора сероводород, углекислота и водяные пары поступают в конденсатор 7, где водяные пары кон­денсируются и возвращаются в отгонную колонну; а кислые газы направляются на переработку. Горячий регенерированный раствор охлаждается в теплообменнике и холодильнике и насосом подается снова на орошение абсорбера. Для обеспечения механической и хи­мической чистоты поглотительного раствора предусматривается его фильтрация и перегонка в фильтре 3, сепараторе 8, в холодильнике 2 и перегонном кубе 9. Содержание сероводорода в очищенном газе не должно превышать 2 г на 1000 м³.

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

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

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

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

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

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

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

 

Рис. 56.Технологическая схема установки осушки газа

гликолями:

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

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

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

 

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

К основным технологическим показателям установок для осушки газа диэтиленгликолем (ДЭГ) относятся: абсолютное давление газа — 55 кгс/см² (5,5 МПа); температура газа в абсорбере +42° С; точка росы осушенного газа —7° С; температура ДЭГ на входе в десорбер +126° С и на входе в испаритель +154° С; потери ДЭГ составляют 30—25 г на 1000 м³ газа. Количество циркулирующего диэтиленгликоля принимают не менее. 25 л на 1 кг абсорбируемой воды.

 

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

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

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

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

 

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

 

 

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

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

19 и 20 — штуцера;

 

Борьба с гидратообразованием в газопроводах

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

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

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

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

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

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

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

 

 

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

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

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

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

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

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

 

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

Химические реагенты в виде различных ингибиторов вводят в поток газа, при этом пары ингибиторов, взаимодействуя с парами воды, переводят пары в раствор, не образующий гидратов, или же в раствор, образующий гидраты при более низких температурах. Поглощение из газа воды значительно понижает точку росы, что препятствует образованию гидратов. В качестве ингибиторов при­меняют метанол, раствор диэтиленгликоля (ДЭГ), триэтиленгликоль (ТЭГ) и раствор хлористого кальция. Наибольшее применение имеет метанол как для ликвидации уже образовавшихся гидратных про­бок, так и для предупреждения их образования. В газопровод мета­нол заливают при помощи метанольных установок (метанольниц), т. е. сосудов высокого давления объемом 250—2000 л. Количество требуемого реагента для газопровода определяют с учетом условий его работы; в среднем оно колеблется в пределах 0,1—0,25 кг (мета­нола) на 1000 м³ транспортируемого газа. На магистральных газо­проводах применяют как стационарные, так и передвижные мета-нольницы (установленные на машинах или тележках), из которых метанол подается в газопровод под давлением. При стационарных метанольных установках сооружают подземное хранилище метанола объемом 2—4 м³. Передвижные установки используют преимуще­ственно при ликвидации гидратных пробок по линии газопровода. В этом случае метанольницу, заполненную метанолом, подвозят к ближайшему линейному крану и подсоединяют к манометрическим вентилям при помощи резиновых шлангов. Разовая заливка метанола обеспечивается за счет перепада давления на кране (3 — 5 кгс/см²), создаваемого частичным его перекрытием. Нижний сливной кран подсоединяют к манометрическому штуцеру после крана, а сверху через шланг высокого давления подается газ под давлением. Таким образом, между манометрическим штуцером и краном создается давление газа, обеспечивающее этим переливание метанола из емкости в трубу.

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

 

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

Одоризация газа

 

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

Среднегодовая норма расхода этилмеркаптана для одоризации природного газа — 16 г (19,1 см³) на 1000 м³ газа. Для ввода одоранта в газопровод применяют специальные дозирующие уста­новки, которые осуществляют автоматическое пропорционирование одоранта в зависимости от расхода газа. К современным установкам относится универсальный автоматический одоризатор газа (мод. УОГ-1) пропускной способностью 3—165 м³/ч, который осуществляет автоматическую подачу одоранта в количестве, пропорциональном расходу газа. В одоризатор (рис. 60) подается часть газа из газо­провода, при этом перепад давления, необходимый для преодоления сопротивления трубопроводов и оборудования одоризатора, создается установленной на газопроводе 12 диафрагмой 10.

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

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

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

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

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

 

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