Одаризация газа

1.2 Одоризация газа на газораспределительной станции

Газ, очищенный от агрессивных  примесей, осушенный и отбензиненный не имеет ни запаха, ни цвета, ни вкуса. Поэтому, обнаружить его утечку довольно трудно. Для обеспечения возможности быстрого обнаружения утечки газа при его транспортировании и использовании газ одоризируют, т.е. придают ему определённый запах. Для этой цели в поток газа вводят специальные вещества - одоранты.

Одорант должен обладать следующими свойствами:

1. Сильным (даже при  малых концентрациях), резким и  достаточно характерным запахом,  отличающимся от других запахов.

2. Физиологической безвредностью  при тех концентрациях, которые нужны для придания газу ощутимого запаха.

3. Реагент не должен  оказывать агрессивного воздействия на металлы и другие материалы, применяемые в конструкциях, с которыми соприкасается одоризованный газ.

4. Малой растворимостью  в воде и жидких углеводородах.

5. Не должен слишком  сильно поглощаться почвой, а в помещениях не должен создавать стойкий, медленно исчезающий запах.

6. Продукты сгорания одоранта не должны заметно ухудшать санитарно-гигеенические условия в помещениях.

7. Должен быть недорогим  и недифицитным.

Известно, по крайней мере, несколько десятков веществ, отвечающих приведённым требованиям. Ими служат, как правило, S-содержащие соединения: тиолы (меркаптаны) – метан и этан тиолы; пенталарм (смесь этан и пентан тиолов); сульфиды – каптан (N – трихлорметил тио-1,2,3,3 тетрагидрофталимид); диметил и диэтилсульфиды, тетрагидротиофен и т.д.

Более интенсивным и устойчивым запахом по сравнению с отдельными составляющими обладают смеси из нескольких одорантов.

В России в качестве одоранта наиболее широко при меняется этилмеркаптан ( C₂H₅-SH).

Среднегодовая норма одоранта для газа, предназначенного для коммунально-бытовых потребителей, составляет 16 г/1000 м³ газа при ст.ус. Летом расход одоранта обычно бывает вдвое меньше, чем зимой.

.68. Технологические схемы  установок для одоризации газа

Барботажный одоризатор «а» работает по принципу насыщения части отведённого газа парами одоранта в барботажной камере. Создаваемый диафрагмой 19 перепад давления в газопроводе 18, обеспечивает поступление газа из газопровода по трубе 2 в барботажнуто камеру 6. Вводная трубка 4 заканчивается в этой камере барботажным колпачком 5, опущенным в слой одоранта. Камера 6 установлена внутри горизонтального цилиндрического корпуса 7 одоризатора. Из камеры, насыщенный одорантом газ проходит вдоль корпуса и за отбойной перегородкой 15 выходит в газопровод. Уровень одоранта в камере 6 поддерживается поплавковым регулятором 3, обеспечивающим автоматически подачу одаранта в камеру из ёмкости 9, где хранится расходный запас одоранта. Она установлена непосредственно на корпусе одоризатора. По мерному стеклу 14 наблюдают за расходом одоранта. Трубка 10 служит для уравнивания в ёмкости и барботажной ёмкости давления, которое контролируется манометром 11. Вентиль 13 предназначен для выпуска газа при переодическом заполнении ёмкости одорантом. При помощи вертиля 17 в конце смены выпускают механически увлечённый жидкий одорант. Ёмкость 9 заполняется одорантом при помощи газа. Бочку с одорантом с одной стороны соединяют с газопроводом через вентиль 1, а с другой с вентилем 12. Под давлением газа одорант перетекает в ёмкость. Вентиль 8 служит для опорожнения ёмкости. Степень одоризации газа регулируется при помощи вентиля 16, которым можно изменять количество газа, проходящего через одоризатор.

Капельный одоризатор служит для ввода одоранта в виде капель или тонкой струи. Из промежуточной ёмкости 8 одорант под давлением газа через фи льтр 2 поступает в бачок 3. Ёмкость 8 снабжена предохранительным клапаном 5. Давление гача, необходимое для продавливания одоранта из ёмкости 8 в бачок 3 поддерживается редуктором 7 и контролируется манометром 6. Уровень одоранта в бачке контролируется по мерному стеклу 4. Из бачка одорант по трубопроводу через второй фильтр 2 и калиброванное сопло 1 впрыскивается в газопровод 10 за диафрагмой 9. Перепад давления в диафрагме менястся в зависимости от расхода газа по газопроводу, что обеспечивает соответствующее изменение расхода реагента.

Вопрос 7. Извлечение из газа ценных компонентов

Под ценными компонентами в природных и попутных газах  понимают прежде всего гелий, имеющий стратегическое значение, и другие благородные газы. . Любой углеводородный газ должен направлятъся на их извлечение, если содержание гелия превышает 0,02 % об.

Технология извлечения названных  компонентов базируется либо на дистилляционных методах, применяемых к предварительно сжиженному газу, (см.выше), либо на мембранных технологиях (см. выше), причём, в качестве мембран используются кварцевые стёкла определённых марок.

Подготовка нефти.

Общие сведения.

Нефть - это сложная смесь  жидких алканов, нафтенов и ароматических углеводородов различной молекулярной массы, а также кислородных, сернистых и азотистых соединений. Кроме того, нефть часто характеризуется значительным содержанием твёрдых углеводородов нормального строения (парафинов).

Кислородные соединения содержатся в нефти в виде нафтеновых кислот и асфальто-смолистых веществ.

К сернистым соединениям  относятся H₂S, R-SН, сульфиды, дисульфиды, тиофены, тиофаны, а также полициклические сернистые соединения разнообразной структуры.

Азотистые соединения представлены в основном гомологами пиридина, гидропиридина и гидрохинона.

Компонентами нефти являются также газы, растворённые в ней, вода и минеральные соли.

Содержание газов (в основном углеводородных) колеблется от десятых  долей % до 3 % маc.

Содержание минеральных  веществ составляет десятые доли % маc.

Содержание воды колеблется от 0 до 99,99 % маc.

Минеральные вещества представлены в основном солями, растворёнными  в воде, и сухим коллоидным порошком, а также металлоорганическими соединениями (преимущественно с тяжелыми металлами).

Кроме того, нефть может  содержать продукты коррозии, частицы  коллектора и реагенты, применяемые  при нефтедобыче.

Мировая доля лёгких нефтей с плотностью до 870 кг/м ³(ст.ус.) колеблется в районе 60 %;

мировая доля средних нефтей с плотностью от 871 до 910 кг/м³ ( ст.ус.) составляет величину порядка 31%;

наконец, мировая доля тяжелых  нефтей с плотностью свыше 910 кг/м³ ( 43,7 - 46,2 МДж/кг.

Диэлектрическая проницаемость  нефтей незначительна (2- 2,5 Ом^-1. см^-1), а вот вязкость изменяетсяв широком диапазоне от 1,2 до 55 сСт (при 50°С).

Температура вспышки колеблется от -35°С (и даже ниже)до+120°С.

В России с 1981 г. принята следующая, так называемая. технологическая классификация нефтей. в соответствии с которой каждой нефти присваевается индекс из пяти цифр.

Прежде всего, нефти делят  на классы (в зависимости от общего содержания серы):

1 класс: не более 0,5 % мас.;

2 класс: от 0,51 до 2,00 % мас.;

3 класс: свыше 2,00 % мас.

Затем, нефти делят на типы, в зависимости от со держания в них фракций, выкипающих до 350°С:

1 тип: не менее 55 % об.;

2 тип: от 45 до 54,9 % об.;

3 тип:: менее 45 % об.

После этого, нефти делят  на группы (в зависимости от содержания в них базовых масел в расчете  на нефть):

1 группа: не менее 25 % об.;

2 группа: от 15 до 24,9 % об.;

3 группа: менее 15 % об.

После чего, нефти делят  на подгруппы (в зависимости от индекса  вязкости базовых масел) под которым  понимают отношение:

(22)

где:

- вязкость испытуемой нефти  при 37,8⁰С

- вязкость соответствующей фракции  из нефти Мексиканского побережья  при 37,8°С, имеющей при 98,8°С ту же вязкость, что и испытуемая нефть при 98,8°С. (Нефти Мексиканского побережья условно присвоен ИВ = 0).

Н - вязкость соответствующей фракции из нефти Пенсильвании при 37,8°С, имеющей при 98,8°С ту же вязкость, что и испытуемая нефть при 98,8°С. (Нефти Пенсильвании условно присвоен ИВ = 100).

Чем выше индекс вязкости, тем  меньше изменяется вязкость нефти с изменением температуры.

1 подгруппа: ИВ не менее  95;

2 подгруппа: ИВ от 90 до 95;

3 подгруппа: ИВ от 85 до 89,9;

4 подгруппа: ИВ менее  85

Наконец, нефти делятся  на виды (в зависимости от содержания твердых парафинов):

1 вид: содержание парафинов  не более 1,5 % мас.

2 вид: содержание от 1,51 до б % мас.;

3 вид: содержание парафинов  более 6 % мас.

Используя данную классификацию  можно составить индекс для любой промышленной нефти. Например, Туймазинская нефть - 2.2.3.3.2; Узенская -1.3.3.1.3, Эту классификацию применяют для сортировки нефгей при направлении ее на переработку по соответствующей схеме (топливной или масляной), а также для учета качества при планировании добычи, транспорта и хранения.

За рубежом нефть классифицируют, в основном, по плотности и содержанию серы.

Существует три пути утилизации добытой нефти:

1. Откачка на нефтеперерабатывающие  и нефтехимические предприятия (основное количество);

2. Поставка на нефтеперевалочиые нефтебазы и системы магистрального транспорта;

3. Поставка на экспорт.

Во втором случае качество нефти определяется соответствующим  договором, заключенным между поставщиком  и потребителем, допускающим отклонение от основного нормативного документа (см. ниже) в любую сторону. В третьем случае нефть сдается с нормированием ряда дополнительных показателей по сравнению с основным нормативным документом (см.ниже) с учетом особенностей страны потребителя. Качество нефти, предназначенной для нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности, регулируется ГОСТ 9965-76 «Нефть для нефтеперерабатывающих предприятий», в соответствии с которым с учётом последних дополнений, введенных с 1.06.90 г. товарная нефть в зависимости от массовой доли общей серы подразделяется на три класса:

1 класс: Малосернистая  нефть (до 0,60 % мас.);

2 класс: Сернистая нефть  (от 0,61 до 1,80 % мас)

3 класс: Высокосернистая  нефть (более 1,8 % мас.).

Определение массовой доли серы допускается проводить по ГОСТ 1437-75 или ГОСТ 3877-88, а также допускается применение автоматических лабораторных или поточных анализаторов содержания серы, прошедших гос.испытания или метрологическую аттестацию и обеспеченных средствами и методами поверки.

В зависимости от плотности  при 20″С каждый класс нефти подразделяют на 4 типа:

1 тип: лёгкие нефти  (не более 850 кг/м³ );

2 тип: первые средние  нефти (от 850,1 до 865 кг/м³);

3 тип: вторые средние  нефти (от 865,1 до 885 кг/м³);

4 тип: тяжёлые нефти  (более 885 кг/м³).

Определение плотности допускается  по ГОСТ 3900-85. Допускается производить определение плотности при температуре, с которой отобрана проба, с последующим пересчётом плотности к 20°С.