1.3 Очистка газа от сероводорода.

Предельно допустимое содержание сероводорода в газе, используемом для бытовых нужд – 0,02 г/м.

Очистка газа от сероводорода в основном осуществляется водным раствором моноэталомина. В составе установки входят: абсорберы, холодильники, теплообменники, насосы, пароподогреватель, десорберы и сепаратор. Степень извлечения сероводорода из газа доходит до 98% . Расход моноэталомина на 1 мил. м газа составляет 5кг (3-7кг). При расчете очистки газа от сероводорода (НS) принимают, что в реакцию поглощения вступает только 60% циркулирующего моноэталомина. Тогда раствор моноэталомина составит.

5 ∙15,07 = 75,35 кг/сут. = 27502,75 кг/год. = 27,50275т/год.

Одоризация газа.

Очищенный от сероводорода природный газ не обладает запахом и этим вызвана необходимость придания ему запаха искусственным путем (одорацией).

Для одорации газа используют с сильным специфическим запахом (одоранты). В качестве одорантов применяют вещества, содержащие меркаптановую основу. Наиболее часто применяют этимеркаптан СНSH. Среднегодовая норма расхода этилмеркаптана для одоризации природного газа составляет 16 г. на 1000 м газа. Одоризация выполняется на автоматическом аппарате УОГ-1. В основном одорируют на головных сооружениях магистрального газопровода, но иногда на газа распределительной станции (ГРС). Годовой расход одоризатора составляет.

16 ∙ 5000000 = 80000000 г = 80 т/год.

11

2. Технологический расчет трубопровода.

1. Исходные данные и принцип технологического расчета.

Расчетная суточная пропускная способность газопровода определяется по формуле. Q =

где Q_г – годовая плановая пропускная способность газопровода;

К_г – коэффициент газовой неравномерности транспорта газа.

Так как в конце проектируемого газопровода предполагается сооружение подземного газохранилища, К_г = 0.85.

Q = = 17,73 ∙ 10 м/сут.

Одной из главных задач технологического расчета является определение экономически выгодных параметров транспорта газа диаметра газопровода -D, рабочего давления - Р, степени сжатия газа - g,

К строительству применяются варианты с наименьшими приведенными затратами.

Приведение годовых затрат вычисляется по формуле.

S = ЕК+Э, (2.2)

где Е – нормальный коэффициент эффективности капитальных вложений (для объектов транспорта и хранения нефти и газа Е = 0.15).

К – капитальные затраты.

Э – эксплуатационные расходы.

Для вычисления S по вариантам используются укрупненные технико-экономические показатели. Расчеты производятся в ценах 1984 г.

2. Обоснование диаметра газопровода.

По рисунку 5 определяем рекомендуемую степень сжатия газа на КС g = 1.4 По таблице выбираем газоперекачивающие агрегаты (ГПК) типа ГТК-10-2 с нагнетателями типа 510-12-1. Номинальная мощность ГТК-10000 кВт, номинальная подача – 29.3 млн./сут.

Принимаем к установке три последовательно соединенных агрегата – два рабочих и один резервный. При этом давление нагнетателя Р_н =5.5 МПа, а на приеме в первый нагнетатель Р= 3.47 МПа.

12

Рис.5 Зависимость оптимальной степени сжатия ε₀ КС магистральных газопроводов от их пропускной способности Q: 1- рабочее давление р_р=5,5МПа; 2- р_р=7,5МПа

К рассмотрению принимаем диаметры труб D = 720, D=820,

D=1020 мм. Трубы изготовлены из стали 17ГС и 17Г1С , для которых расчетное сопротивление равно R= 296 МПа, (за нормативное сопротивление принято временное сопротивление R=510 МПа), коэффициент условной работы газопровода принят m = 0.9 так как категория трубопровода 4 согласно п.2.3 , коэффициент безопасности по материалу К=1.55 коэффициент надежности К=1 таб. 2.

R= R= = 296 МПа.

Определяем необходимые толщины стенок труб по формуле.

где n = коэффициент надежности по нагрузке – внутреннему рабочему давлению, принимаем по таблице13, n = 1.1

Принимаем по ГОСТ трубы диаметром 720×7.5 , 820×8.5, 1020×10.6,

Определяем коэффициент гидравлического сопротивления труб.

Определим число Рейнольдса при плотности воздуха в стандартных условиях p= 1.206 кг/м.

13

Re = =1,46 ∙ 10.

Для определения коэффициента гидравлического сопротивления должны узнать число Рейнольдса и число Рейнольдса переменная. При Re > Re квадратичная зона сопротивления, при Re > Re- зона смешенного трения.

Коэффициент гидравлического сопротивления от трения определяется по формуле для труб 720 мм и 820 мм, которые работают в квадратичном режиме.

С учетом местных сопротивлений расточные значения будет на 5% выше.

Газ в трубе диаметром 1020 мм находится в зоне смешанного течения гидравлическое сопротивление, вычисляем по формуле:

14

Расстояние между компрессорными станциями (КС) определяется из выражения.

R - газовая постоянная воздуха , 281.53 Дж/кг(кг*н).

Т- температура окружающей среды (Т= 273- 5.5 = 267.5 К).

Принимаем значение К = 3.40 согласно[1].

L= =112.4 км.

L==221.6 км.

L==705.5 км.

Также по (2.6) определяем последнего перехода , приняв давление в конце газопровода 2 МПа.

15

L== 162.3 км.

L==319.5 км.

L==1020.3 км.

Определяем необходимое количество промежуточных компрессорных станций.

n== 8.78 = 9 кс.

n== 3.74 = 4 кс.

n== 0.18 = 1 кс.