Обработка природного газа
ОБРАБОТКА ПРИРОДНОГО ГАЗА — система технологич. процессов, обеспечивающих необходимое качество газа по топливным хар-кам и сан.-гигие-нич. показателям при его использовании в помещениях, имеющих газовые приборы без отвода продуктов сгорания в дымоход. Качество природного газа оценивают по содержанию в нем: влаги, сероводорода (H2S), механич. примесей, кислорода (Ог), диоксида углерода (СОг). В соответствии со стандартами содержание вредных примесей в газе, предназнач. для газоснабжения городов, не должно превышать: сероводорода — 0,02 г/м3; органич. серы — 30—50 мг; механич. примесей — 0,001 г/м3; диоксида углерода — не более 2%; кислорода — не более 1 % по объему. Отклонение теплоты сгорания от номин. значения не должно быть более ± 5%. Принятая технология О.п.г. включает очистку от механич. примесей (твердых включений, к к-рым относятся окиси алюминия, соединения кремния, железа, кальция, магния, серы), сероводорода и диоксида углерода, осушку и одоризацию. Существует сухая и мокрая очистка газа от механич. примесей. К аппаратам сухой очистки относятся гравитац.-сепараторы, циклонные (мультициклонные) пылеуловители. В них под действием силы тяжести и изменения направления и скорости движения потока механич. примеси отделяются от газа. Эти аппараты имеют небольшое аэродинамич. сопротивление и хорошо очищают газ от примесей с размером частиц более 40 мкм. К аппаратам мокрой очистки от механич. примесей относятся масляные пылеуловители, висциновые фильтры, в к-рых очистка газа происходит при соприкосновении загрязн. потока с жидкостью (смесь цилиндрового и солярового масла). Достоинство масляных пылеуловителей —высокая степень очистки газа (97 — 98%), недостатки — большое аэродинамич. сопротивление, унос жидкости и значит, металлоемкость. Для очистки газа от H2S и СОг используют абсорбционный способ. Очищаемый газ поступает в абсорбер, в к-ром навстречу потоку газа (противопотоком) подается поглотитель (реагент). Продукты взаимодействия поглотителей с H2S и СОг проходят, спец. обработку, в результате чего раствор поглотителя регенерируется и выделяются H2S и СОг, к-рые поступают на дальнейшую переработку для получения серы и серной к-ты. Регенериров. раствор снова подают в абсорбер. В качестве поглотитлей H2S и СОг используют водные расгворы этаноламинов (моноэтаноламин, диэтано-ламин, триэтаноламин), водную суспензию неорганич. соединения цинка. Эксплуатируемые установки обеспечивают очистку газа от H2S до концентрации 0,008 мг/м и почти полностью извлекают СОг.
При определ. условиях (темп-ре, давлении) водяные пары, содержащиеся в газе, могут конденсироваться и образовывать в газопроводе ледяные пробки и кристаллогидраты — соединения из молекул воды и газа. Во избежание этого газ осушают, принимая темп-ру точки росы на 5— 7 С ниже рабочей темп-ры в газопроводе. Осушкой наз. процесс удаления паров воды из газа. Ее осуществляют абсорбцией с применением жидких поглотителей или адсорбцией твердыми сорбентами и физ. способами — простым охлаждением или охлаждением с последующей абсорбцией. Преимущества жидких поглотителей — низкие потери давления газа в системе; возможность осушки газов, содержащих в-ва, загрязняющие твердые сорбенты; меньшие и эксплуатац. затраты. Однако степень осушки с применением жидких поглотителей меньше, при этом темп-ра осушаемого газа должна быть не выше 50°С. Для абсорбц. осушки природного газа в осн. используют диэтиленгликоль и триэтиленгликоль, водные растворы к-рых обладают высокой влагоемкостью, нетоксичны, не вызывают коррозию металла и стабильны. Для осушки газа адсорбц. споробом в качестве поглотителей применяют силикагель, алюмогель, активированный боксит, природные цеолиты.