44.Требования к качеству транспортируемого по магистральным газопроводам газа и из каких основных узлов состоит магистральный газопровод.

В настоящее время товарные природные газы, подаваемые в магистральные газопроводы, должны отвечать требованиям ОСТ 51.40. газ должен отвечать следующим условиям:

1)газ при транспортировании не должен вызывать коррозию трубопроводов, арматуры, приборов и др. (регламентируется содержание мех примесей, сероводорода, меркаптановой серы и кислорода;

2)Качество газа должно обеспечивать его транспортирование в однофазном газообразном состоянии (точки росы газа по влаге и УВ);

3)Товарный газ не должен вызывать осложнений у потребителя при его использовании.

Показатель	Климатический район*
	умеренный		холодный
	л	з		л	з
Точка росы, 0С, не выше:
по влаге	0	-5		-10	-20
по углеводородам	0	0		-5	-10
Содержание кислорода, % об., не более	1,0	1,0		1,0	1,0
Содержание, г/м3, не более:
сероводорода	0,02	0,02		0,02	0,02
серы тиоловой	0,036	0,036		0,036	0,036
механических примесей	0,003	0,003		0,003	0,003

Магистральные газопроводы в зависимости от рабочего давления делятся на 2 класса: 1. 2,5–10 МПа; 2. 0,2-2,5 МПа. Магистральный газопровод включает в себя следующий комплекс установок и сооружений.

1. подводящие газопроводы от месторождений к магистральному,

2. головные сооружения (очистка газа от мехпримесей, СО₂ и Н₂S), осушка, газокомпрессорный цех, системы электро и водоснабжения и канализации),

3. линейные сооружения (собственно газопровод, ответвления от него, запорные устройства, переходы через препятствия),

4. промежуточные компрессорные станции,

5. подземные и наземные хранилища газа с компрессорными станциями,

6. газораспределительные станции, оборудованные регуляторами давления, устройствами для защиты городских сетей от повышения давления и КИПиА.

45. Источники и характеристики вторичных нефтяных газов, основные схемы их переработки, товарные продукты.

Вторичные нефтяные газы делятся на: 1. предельные(газы установок АВТ, АТ, риформинга, ГК и ГО), 2 – непредельные (газы коксования, КК, пиролиза, ТК и висбрекинга).

На НПЗ эти газы перерабатываются на ГФУ, либо центральнозаводских, либо на находящихся в составе комбинированных установок. Как правило, эти установки работают по варианту выделения сухого газа, ПБФ и пентан-гексановой фракции. На большинстве НПЗ имеется два блока разделения для предельных и непредельных газов, совместное их разделение нецелесообразно. Для четкого разделения газообразных УВ требуется ректификация или сочетание ректификации с абсорбцией. Последняя необходима если в газе много сухой части, особенно метана (метан, этана). В этом случае целесообразно вначале отделить сухую часть посредством абсорбции с последующим разделением остального газа ректификации. При умеренном содержании метана узел абсорбции можно исключить.

На ГФУ получают следующие продукты: 1- сухой газ, используется как топливо на этом же заводе, 2- этановая фракция, применяется как сырье пиролиза, в качестве хладоагента и др.,3 – изобутановая фракция – является сырьем установок алкилирования и производства синтетического каучука, 4 – пропановая фракция, используется как сырье пиролиза, бытовой сжиженный газ и хладоагент, 5 – бутановая фракция, используется для получения бутадиена, как бытовой сжиженный газ. 6 – изопентановая фракция, является сырьем для производства изопренового каучука и высокооктановых компонентов моторных топлив, 7 – пентановая фракция, является сырьем процесса изомеризации и получения алиловых спиртов, 8 – ППФ, является сырьем полимеризации и алкилирования и используется в качестве сырья для процессов нефтехимии, 9 – ББФ, является сырьем процесса алкилирования, для производства МТБЭ, полиизобутилена (загустителя масел), полибутилена и синтетического каучука.

Схема процесса основана на разделении сырья на концентраты н-пентана и н-гексана и сумму остальных УВ и с последующей кат изомеризацией н-алканов. По способу разделения сырья есть варианты: разделение ректификацией и разделение адсорбцией на цеолитах

На установку поступает газ прямой перегонки, который через сепаратор 13 подается на сжатие компрессором 18. Сжатый и нагретый при этом газ охлаждается и конденсируется в водяном 14 и аммиачном 15 конденсаторах-холодильниках. После каждой ступени конденсации газожидкостная смесь в сепараторах 16 и 17 разделяется на газ и жидкость. Газовые конденсаты из 13, 16 и 17 смешиваются с головными фракциями стабилизации установок первичной перегонки и каталитического риформинга и подаются на блок ректификации.

В блоке ректификации в колонне 19 из сырья отделяются метан и этан. Дистиллятный продукт колонны — метан и этан с примесью пропана — частично конденсируется в аммиачном конденсаторе-холодильнике /, при этом жидкая фаза используется в качестве орошения, а газовая выводится с установки. Кубовый продукт колонны 19 — деэтанизированная фракция — поступает в депропанизатор 20, где разделяется на пропановую фракцию и смесь углеводородов С4 и выше. Пропановая фракция подвергается очистке от сернистых соединений и выводится с установки, а кубовый продукт колонны 20 направляется на дальнейшую расфракционировку в дебутанизатор 21. Там в виде дистиллятного продукта выделяется смесь бутана и изобутана, которая направляется в колонну 22 для разделения на изобутан и «-бутан. Кубовый продукт 21 — легкий дебутанизированный бен¬зин — подается в депентанизатор 23, где в виде дистиллятного продукта выделяется смесь пентанов, а в виде кубового — С» и выше. Смесь пентанов в колонне 24 разделяется на «-пентан и изопентан.

Газофракционирующая установка конденсационно-компрессионного типа:

1-6, 14, 15 – конденсаторы-холодильники; 7-12 – емкости, 13, 16, 17 – сепараторы, 18-компрессор, 19-24-колонны.

I-газ установок АТ и АВТ, II – головка стабилизации АТ и АВТ, III – головка стабилизации каталитического риформинга; VI – пропановая фракция; V – изобутановая фракция; VI – бутановая фракция VII – изопентановая фракция, VIII – пентановая фракция, IX-фракция С6 и выше, X-сухой газ, XI – аммиак.

Схема ГФУ для переработки непредельных газов приведена на рис. 2.30. Газ с установки каталитического крекинга поступает на очистку моноэтаноламином в абсорбер 2. Очищенный газ сжимается компрессором 6 до 1,4 МПа, охлаждается и подается в фракционирующий абсорбер 8, под 22-ю тарелку. На эту же тарелку подается конденсат компрессии. В абсорбер вводится также нестабильный бензин, являющийся основным абсорбентом. Фракционирующий абсорбер представляет собой комбинированную колонну, в верхней части которой происходит абсорбция, т. е. извлечение из газа целевых компонентов, а в нижней — регенерация абсорбента за счет подводимого тепла. С верха абсорбера 8 уходит сухой газ, содержащий углеводороды Сх—С2) а с низа вместе с абсорбентом выводятся углеводороды С3—С4. Для доабсорбции унесенных с сухим газом бензиновых фракций в верхнюю часть 8 подается стабильный бензин. Температура в абсорбционной части поддерживается промежуточным охлаждением абсорбента. Насыщенный и деэтанизированный абсорбент из 8 подается в стабилизатор 9, верхним продуктом которого является головка стабилизации, а нижним — стабильный бензин. Головка стабилизации поступает на блок очистки 10, где очищается от сернистых соединений раствором моноэтаноламина (МЭА) и щелочью. Затем из очищенной головки в пропановой колонне // выделяется пропан-пропиленовая фракция. Кубовый продукт колонны 11 в бутановой колонне 12 разделяется на бутан-бути-леновую фракцию и остаток, который объединяется со стабильным бензином. В колонне 4 производится очистка моноэтанол-амина от сероводорода.

ГФУ абсорбционно-ректификационного типа: 1, 3, 5, 7 – сепараторы, 2-абсорбер, 4-колонна очистки МЭА от сероводорода, 6-компрессор, 8-фракционирующий абсорбер, 9-стабилизатор, 10-блок очистки, 11-пропановая колонна, 12-бутановая колонна.

I-газ установки кат. крекинга, II – свежий раствор МЭА, III – сероводород; VI – сухой газ; V – нестабильный бензин; VI – бутан-бутиленовая фракция VII – стабильный бензин, VIII – пропан-пропиленовая фракция.