Установки для экстракции, очистки и утилизации биогаза

Установки для экстракции, очистки и утилизации биогаза

Установки предназначены для извлечения биогаза из коллектора свалочного полигона. После добычи газ сжимается при помощи компрессора и либо утилизируется путем сжигания, либо очищается и передается потребителю в виде топлива.

Состав установки

Классическая установка по переработке биогаза состоит из следующих основных секций:

— Секция компрессоров — отвечает за извлечение газа из коллектора мусорного полигона и его сжатие;
— Секция сжигания — отвечает за утилизацию газа путем его сжигания (применяется в случаях, когда газ не планируется использовать или как резервная система утилизации);
— Секция очистки — отвечает за очистку и фильтрацию газа от вредных примесей;
— Секция охлаждения — удаляет водяные пары из газа;
— Секция анализа состава биогаза;
— Секция управления.

Все секции соединены между собой системой трубопроводов, снабжённых затворами и датчиками, и контролируются единой системой управления. Все секции размещаются на единой платформе (обычно железобетонная плита), к которой жестко прикреплены стальные рамы отдельных секций.

Секция компрессоров

Первая из секций на пути газа. Состоит из одного или нескольких взрывозащищенных компрессоров, которые выкачивают биогаз из трубного коллектора или скважины мусорного полигона, и повышают его давление с целью дальнейшего использования. Компрессоры устанавливаются в специальном помещении-контейнере как можно ближе к источнику газа. Управление компрессорами осуществляется системой управления всей установкой. Чаще всего панель управления установлена в том же контейнере что и сами компрессоры, но в отдельном помещении.

Секция сжигания

Состоит из факельной установки, в которой биогаз может быть утилизирован сразу после извлечения. Управляемый процесс сжигания позволяет уничтожить большую часть вредных газов. В более сложных установках, которые проводят еще и цикл очистки, факел используется для уничтожения лишнего газа, который не может быть принят потребителем или в аварийных ситуациях, когда система очистки не работает. Факельная система позволяет управлять составом утилизируемой газовой смеси, а также контролирует температуру самого пламени. Управление факелом производится общей системой управления установкой в автоматическом режиме.

Секция очистки

Состоит из двух отдельных блоков, отделенных друг от друга системой охлаждения. Первый блок это один или несколько мокрых скрубберов которые служат для удаления из биогаза вредных примесей, основной из которых является сероводород. Нейтрализация вредных примесей происходит при помощи взаимодействия их со специальной очищающей жидкостью — раствором щелочи NaOH. Очищающий раствор разбрызгивается из специальных сопел навстречу биогазу, вещества взаимодействуют и газ очищается следующим образом:

Очищенный газ, содержание сероводорода в котором упало до 90% поступает из первого блока очистки в секцию охлаждения (смотри ниже), где освобождается от влаги, после чего уже подается во второй блок очистки – блок угольных фильтров. Последний представляет собой один или несколько корпусов, заполненных гранулами активированного угля. Проходя через фильтрующую массу газ дополнительно фильтруется от вредных примесей. Содержание того же остаточного сероводорода падает на этом этапе в десятки раз. В итоге на выходе получается практически чистый метан.

Секция охлаждения

Данная секция представляет собой теплообменника, в одном из контуров которого проходит газ, а во втором охлаждающий теплоноситель. Охлаждение теплоносителя обеспечивает отдельный чиллер, а образовавшийся после теплообменника конденсат собирает и направляет в специальную емкость фильтр-сепаратор конденсата. Газ, прошедший систему охлаждения, освобождается от водяных паров и переходит в следующую секцию.

Секция анализа биогаза

Здесь осуществляется постоянный анализ состава биогаза на разных этапах его обработки: на входе в установку, перед и после блока скрубберов и после окончательной очистки. Подобный анализ позволяет помимо всего прочего контролировать эффективность работы каждого отдельного блока установки. Система анализа находится в отдельном помещении, иногда совмещенном с местом, где установлена общая система управления установки. В связи с взрывоопасностью метана и учитывая риск повреждения трубопроводов, данное помещение снабжено отдельным датчиком метана. Если содержание последнего в атмосфере помещения оказывается превышенным, то система выдает сигнал тревоги и обесточивает все электрические устройства в помещении.

Секция управления

Данная секция представлена панелью управления, на которую сходятся сигналы со всей установки и с нее же осуществляется общий ее контроль. В штатном режиме управление установкой полностью автоматизировано и оператору нужно только запустить систему, но в случае нештатных режимов или для проверки отдельных элементов установки возможен и ручной режим управления. Так же большинство панелей управления имеет возможность контроля с «верхнего уровня», когда контроль над установкой осуществляется из некой центральной управляющей структуры. Панель управления установлена в закрытом помещении соседнем с тем, где стоят компрессоры первой секции. Часто в том же помещении расположена и секция анализа, чтобы оператор имел в дополнение и всю необходимую информацию по составу газа.

Решения для активной дегазации полигонов ТБО

Система автоматизации процесса качественной очистки газа от кислых компонентов

Астраханский газовый комплекс, основанный в 1981г., является крупнейшим предприятием юга России по добыче, переработке и транспортировке газа, серы и жидких углеводородов.

Астраханское газоконденсатное месторождение – первое в мире разрабатываемое месторождение, содержащее 50% метана, более 40% кислых газов, в которых 28% сероводорода. Первые исследования, проведенные в 1945г., показали целесообразность продолжения работ по поиску нефти и газа в Астраханской области.

В 1976 году в скважине № 5 был получен промышленный приток газа и конденсата. Это событие возвестило об открытии уникального как по размерам, так и по содержанию компонентов Астраханского газоконденсатного месторождения. Масштабы этого открытия (по углеводородному сырью) сопоставимы с гигантскими нефтяными и газовыми месторождениями Западной Сибири, а на мировом уровне – с крупнейшими месторождениями Ближнего Востока. По запасам же газовой серы, углекислого газа и других полезных ископаемых аналогов Астраханскому месторождению газа и конденсата в мире пока нет. Открытие АГКМ в 1976 году создало предпосылки к строительству крупнейшего и уникального газохимического комплекса в Нижнем Поволжье.

В настоящее время ООО «Астраханьгазпром» представляет собой комплекс, объединяющий в единую технологическую и финансовую структуру 24 подразделения. Среди них: Астраханский газоперерабатывающий завод (АГПЗ), осуществляющий переработку газа, газового конденсата и нефти с получением широкого ассортимента товарной продукции; газопромысловое управление, обеспечивающее разработку Астраханского газоконденсатного месторождения, добычу и транспорт газожидкостной смеси на Астраханский газоперерабатывающий завод и добычу нефти; предприятие «Астраханьтрансгаз», выполняющее задачи по транспортировке газа и нефтепродуктов от газоперерабатывающего завода до места его распределения, подаче природного газа в городские сети.

ООО «Астраханьгазпром» – монополист по производству серы (70% российского рынка), крупнейший российский экспортёр серы на мировом рынке (12 % мирового рынка). Астраханская сера (комовая, жидкая, гранулированная) поставляется на химические заводы России, Украины, Азербайджана, Италии, Румынии, Югославии, Англии, Индии, стран Африки.

В настоящее время ООО «Астраханьгазпром» вышло на уровень добычи и переработки газа 10,5 млрд. м3, серы 4,1 млн. т., бензина 960 тыс. т., дизельного топлива 800 тыс. т., мазута 374 тыс. т., сжиженного газа 240 тыс. т. в год.

На обслуживании специалистов газового комплекса находятся более 200 скважин различного назначения, сотни километров технологических трубопроводов, обеспечивающих транспортировку и подачу газожидкостной смеси на газоперерабатывающий завод, более двух с половиной тысяч километров магистральных газо- и продуктопроводов, распределительных и межпоселковых газовых сетей. Производство на АГПЗ и других подобных заводах и предприятиях невозможно осуществлять без его автоматизации. Автоматизация  это высокая стадия механизации, при которой функции управления выполняются автоматическими устройствами. Автоматизация механизирует не только труд, но и управление им. При автоматизации резко возрастают скорость и точность выполнения операций, что приводит к повышению производительности труда. Уровень автоматизации и механизации на астраханском газовом промысле как по количеству применяемых средств, так и по сложности оборудования довольно высок.

Однако на современном этапе развития вычислительной техники и средств автоматизации на предприятиях создаются и эксплуатируются распределённые автоматизированные системы управления, выполненные на микропроцессорах, объединённые в общую вычислительную сеть. Важным фактом в создании таких систем является уменьшение роли человека в технологическом процессе, т.е. переход от автоматизированного к автоматическому управлению, что особенно важно для взрыво- и пожароопасных производств, к которым относится АГПЗ.

Целью данного курсового проекта является разработка системы автоматизации установки сероочистки АГПЗ, построенной на контроллере и отвечающей современному уровню АСУ ТП. Актуальность предлагаемой темы объясняется тем, что существующий уровень автоматизации на данной установке может быть повышен за счет внедрения современных средств автоматизации, применения сложных систем управления, что приведет в конечном итоге к улучшению качества получаемой продукции, сокращению расходов по сырью и материалам и оптимизации режимов работы технологического оборудования.

1. 1. Назначение и структура АГПЗ

АГПЗ предназначен для получения из пластового газа Астраханского газоконденсатного месторождения товарных продуктов:

технической газовой серы (жидкой, комовой, гранулированной);

сжиженных газов (СПБТЛ, СПБТЗ);

бензина А-76, АИ-93;

дизельного топлива (ДТ-Л02-62, ДТ-Л05-40);

котельного топлива (М-40, М-100).

В состав завода входят основные, общезаводские и вспомогательные объекты. Основные технологические объекты выделены в 5 производств (№ 1, 2, 3, 5, 6).

В состав производства № 1 входят установки: 1-4L171, 1-5L271, У–172, У–272, У–175, У–275, У–182, У–282, на которых осуществляется:

— разделение пластового газа высокого давления на отсепарированный газ, нестабильный конденсат и пластовую воду;

— очистка природного газа от сероводорода, двуокиси углерода и других сернистых соединений;

— сжигание горючих, кислых газов и паров на факелах низкого и высокого давления при пуске установок и в случае отклонений технологического режима.

Установки 1-4L171, 1-5L271 предназначены для приема с промысла пластового газа, гашения жидкостных пробок, замера и подготовки отсепарированных газа и конденсата к дальнейшей переработке. Кроме того, имеется возможность к закачке нестабильного конденсата в подземные емкости. На установках производится сепарация газа от капельной жидкости и выделение из жидкой углеводородной фазы пластовой воды, механических примесей. Сюда же подается газ продувки скважин и газ дыхания из подземных емкостей. Получаемая продукция – отсепарированный газ и нестабильный конденсат.

Установки очистки природного газа от кислых компонентов (У–172, У–272) предназначены для очистки отсепарированного газа, поступающего с установок 1-4L171, 1-5L271, и очистки газов стабилизации и выветривания с установки У–141. Получаемая продукция – обессеренный газ, кислый газ для производства серы.

В состав производства № 2 входят установки У–151, У–251, на которых осуществляется производство серы из кислого газа по методу Клауса и доочистки отходящих газов по методу «Сульфрин». Получаемая продукция – элементарная, жидкая и комовая сера.

В состав производства № 3 входят установки переработки газового конденсата: У–1.731, У–1.732, У–1.734 (включая БПТП), У–1.742, У–2.760 (ШФЛУ), осуществляющие переработку высокосернистого газового конденсата и ШФЛУ с получением бензина, дизельного топлива, мазута и сжиженных газов, и У–515 (парк стабильного конденсата).

Комбинированная установка (У–1.731) состоит из трех блоков, которые предназначены для получения компонентов дизельного и котельного топлива, бензина, пропан-бутановой фракции, бутана технического, сероводорода, серы дисульфидной и др.

Установка гидроочистки (У–1.732) предназначена для каталитической очистки фракции НК–350С от сернистых соединений с получением стабильного гидрогенизата, сероводорода и углеводородного газа.

Установка риформинга (У–1.734) предназначена для получения компонента бензина А-76.

В состав производства № 5 входят установки: У–120, У–220, У–141, У–241, У–174, У–274, У–165, У–265, полигон закачки промстоков в пласт, на которых осуществляется:

стабилизация газового конденсата;

очистка газа среднего давления от кислых компонентов, его рекомпремирование;

осушка и отбензинивание товарного газа;

обработка пластовой воды, сжигание шламов;

закачка промстоков в пласт.

Установки стабилизации конденсата и очистки сточных вод (У–120, У–220) предназначены для стабилизации углеводородного конденсата, поступающего с установок 1-4L171, 1-5L271. Получаемая продукция – стабильный конденсат, газ стабилизации.

Установки очистки и компремирования газа (У–141, У–241) предназначены для очистки сероводородсодержащего газа среднего давления, поступающего с У–121, и газа выветривания диэтаноламина (ДЭА) с установок У–172, У–272, сжатия этого газа и подачи его на доочистку на установки У–172, У–272. Продукция – кислый газ на установки У–151, У–251.

Установки осушки и отбензинивания очищенного газа (У–174, У–274) предназначена для осушки и очистки обессеренного газа от меркаптанов, сероокиси углерода. Продукция – осушенный, отбензиненный и доочищенный от меркаптанов газ, полуфабрикат – широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ).

В состав производства № 6 входят установки: У–500, У–501, У–510, У–511/512/513, У–514, У–150, У–250, установки грануляции серы (Devco, Hawaii), осуществляющие:

эксплуатацию товарно-сырьевых парков (складов) нефтепродуктов, сжиженного газа и серы;

эксплуатацию наливных эстакад и отгрузку нефтепродуктов, сжиженных газов, серы;

эксплуатацию установок грануляции.

1.2 . Общая характеристика установки.

Установка У-272 предназначена для очистки сырого отсепарированного газа от Н 2 S, СО 2 и части сероорганических соединений водным раствором диэтаноламина (ДЭА) 33-42%-ой концентрации, при общей концентрации аминов 34-43%.

Сырьем установки являются:

сырой отсепарированный газ установки У-271;

компримированный газ установки У-241;

газ регенерации цеолитов У-274.

Мощность каждой из четырёх У-272 рассчитана на переработку максимального объёма газа, равного 1,8х10 9 нм 3 /год. Минимальная производительность установки, при которой возможен нормальный технологический режим – 43,5% от номинальной производительности.

Очищенный газ установки У-272 направляется на установку осушки и отбензинивания газа У-274, кислые газы — на установку получения серы У-251, экспанзерные — на установку промывки и компримирования газа среднего давления У-241.

Установка комплексной подготовки газа

Установка комплексной подготовки газа (УКПГ) представляет собой комплекс технологического оборудования и вспомогательных систем, обеспечивающих сбор и обработку природного газа и газового конденсата. Товарной продукцией УКПГ являются: сухой газ газовых месторождений, сухой отбензиненный газ газоконденсатных месторождений, газовый конденсат.

Содержание

Требования к продукции [ править | править код ]

Требования, предъявляемые к товарной продукции УКПГ, регламентируются отраслевыми (ОСТ) и государственными (ГОСТ) стандартами. В зависимости от назначения конечного продукта варьируется главный критерий оценки его качества.

Для газа, подаваемого в магистральные газопроводы, главным показателем качества является точка росы (по влаге и углеводородам). Для холодной климатической зоны точка росы по влаге не должна превышать -20 °С, по углеводородам — не выше -10 °С. Помимо этого ОСТ регламентирует такие потребительские свойства газа, как теплота сгорания и допустимое содержание сернистых соединений.

Для газа, подаваемого местным потребителям для использования в промышленности и коммунальном хозяйстве, нормируются теплота сгорания и число Воббе, а также интенсивность запаха.

При использовании газа в качестве газомоторного топлива для автомобильного транспорта главным показателем качества является расчётное октановое число.

Газовый конденсат, производимый на УКПГ, делится на стабильный и нестабильный. Требования, предъявляемые к различным типам конденсата, варьируются.

Технологический процесс [ править | править код ]

Промысловая обработка газа на УКПГ состоит из следующих этапов:

— низкотемпературная сепарация или абсорбция;

На газовых месторождениях подготовка газа заключается в его осушке, поэтому там используются процессы абсорбции или адсорбции.

На газоконденсатных месторождениях осушка и выделение легкоконденсирующихся углеводородов осуществляются путём низкотемпературной сепарации, низкотемпературной абсорбции или низкотемпературной масляной абсорбции.

Состав УКПГ [ править | править код ]

В состав УКПГ входят:

— блок предварительной очистки (сепарации);

Обеспечивает отделение от газа капельной влаги, жидких углеводородов и механических примесей. В состав блока входят сепараторы и фильтр-сепараторы.

— технологические установки очистки, осушки и охлаждения газа;

— дожимные компрессорные станции;

Обеспечивают рабочие параметры технологии промысловой обработки газа, поддерживают давление подачи газа в магистральный газопровод. Располагаются перед или после установок технологической подготовки газа. Для снижения температуры компримированного газа после дожимной станции устанавливаются аппараты воздушного охлаждения.

— вспомогательные системы производственного назначения (операторная, площадки с установками средств связи, электро-, тепло- и водоснабжения, электрохимической защиты, пожаротушения, резервуарный парк хранения диэтиленгликоля или триэтиленгликоля и т.д.).

История [ править | править код ]

На протяжении многих лет велись споры об оптимальной глубине осушки для северных промыслов. В итоге в начале 1970-х годов на основе опыта эксплуатации Пунгинского месторождения и газопровода Игрим — Серов было решено, что точка росы должна быть следующей: зимой до -25 °С, летом — до -15 °С. [1]

До 1973 года установки такого назначения назывались по-разному. На Пунгинском месторождении — сборный пункт (СП), на Игримском — газосборный пункт (ГСП), на Медвежьем — ГП. [2] И лишь в 1973 году Мингазпром ввёл единое наименование — установка комплексной подготовки газа (УКПГ). [3]

Нумерация УКПГ далеко не всегда отражает последовательность их ввода. Так, на Медвежьем месторождении первой в апреле 1972 года была введена УКПГ-2. [4]

На УКПГ-2 Медвежьего впервые был применён блочный метод монтажа оборудования. [5] На Уренгойском месторождении строители не успели проложить технические газопроводы летом, поэтому УКПГ-1 этого месторождения стала первой УКПГ с наружными технологическими коммуникациями. [6]

По мере освоения газовых месторождений Ямало-Ненецкого автономного округа мощность УКПГ постоянно возрастала.

В октябре 1966 года был запущен Пунгинский сборный пункт (до 1973 года — один из вариантов названий УКПГ) производительностью 6 млрд м³ газа в год — крупнейший в СССР. [7]

20 мая 1972 года на Медвежьем месторождении была запущена установка (ГП-2) производительностью 8,5 млрд м³ газа в год. [8]

УКПГ Комсомольского месторождения, запущенная в 1993 году, имеет производительность 32 млрд м³ газа в год и стала крупнейшей в России. [9] Проектировщики института ТюменНИИгипрогаз предложили здесь впервые в истории газовой отрасли использовать одну УКПГ для обработки газа, поступающего со всех трёх куполов (западного, восточного и северного). Предварительная подготовка газа, добываемого на западном и северном куполах, осуществлялась на более простых установках предварительной подготовки газа (УППГ). Межпромысловый транспорт газа по газопроводам обеспечивался за счёт естественного запаса пластовой энергии. Такое решение позволило сэкономить значительные средства. [10]

1 декабря 2011 года на Ныдинском участке Медвежьего месторождения была запущена УКПГ-Н, отличающаяся от девяти предыдущих тем, что она рассчитана на подготовку методом низкотемпературной сепарации газа и газового конденсата, поступающих из апт-альбских отложений. [11] [12]

Установка подготовки газа

Блочно-модульная Установка подготовки газа (БМУПГ), Установка комплексной подготовки газа (УКПГ), Блок подготовки топливного газа (БПТГ) выпускаются согласно ТУ 3647-002093823823-2008 и предназначены для разделения газоконденсатного (нефтегазового) потоков и глубокой очистки газа от капельной, мелкодисперсной влаги и механических примесей и подготовки газа до требований по ГОСТ 5542-87 «Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения» при использовании газа в качестве сырья или топлива или СТО Газпром 089-2010 «Газ горючий природный, поставляемый и транспортируемый по магистральным газопроводам. Технические условия» и ОСТ 51.40-93 «Газы горючие, природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам» при подаче газа в магистральный газопровод.

Установки подготовки газа
принцып работы

Установка подготовки газа работает при избыточном давлении среды не более 35,0 МПа или под вакуумом с остаточным давлением не ниже 665 Па и температуре не выше 300°С. Климатическое исполнение Установок подготовки газа УО, ХЛ1 и УХЛ1 по ГОСТ 15150-69 «Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов». В общем случае Установки подготовки газа исполнений УО, УХЛ1 поставляются для эксплуатации при рабочей температуре оборудования, находящегося под давлением, не ниже минус 40°С. По прочности металлической несущей конструкции установки могут эксплуатироваться в районах с сейсмичностью 7 баллов по шкале Рихтера согласно СНиП II-7-81 «Строительство в сейсмичных районах» и скоростным напором ветра по IV и снеговой нагрузкой по V географическому району согласно СНиП 2.01.07-85 «Нагрузки и воздействия».

В отдельных случаях в соответствии с заданием область применения Установки подготовки газа может быть расширена и по требованию Заказчика Установки могут быть изготовлены:

• с усиленной металлической конструкцией – для эксплуатации в районах с сейсмичностью до 9 баллов и скоростным напором ветра по V географическому району;
• в климатическом исполнении ХЛ1 и УХЛ1 – для эксплуатации с рабочей температурой оборудования, находящегося под давлением, ниже минус 40°С;
• по специальным требованиям, связанным с поставкой на экспорт, в том числе в климатическом исполнении Т1 по ГОСТ 15150-69 «Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов».

Блочно модульные Установки подготовки газа монтируются на площадке строительства из блоков полной заводской готовности. Осуществляется проектирование объекта в соответствии с требованиями ВНТП 01-87-04-84 «Объекты газовой и нефтяной промышленности, выполненные с применением блочных и блочно-комплектных устройств. Нормы технологического проектирования». Конструкция Установки подготовки газа соответствует СНиП II-2-80 «Противопожарные нормы проектирования зданий и сооружений» и ОСТ 26-02-376-78 «Блоки технологические для газовой и нефтяной промышленности». Установка подготовки газа обладает жесткостью конструкции, обеспечивающей после выполнения процессов транспортирования, такелажа, монтажа пуск в эксплуатацию без разборки и ревизии. Рама Установки подготовки газа может быть использована в качестве фундамента блочного устройства, устанавливаемого на не жесткие основания. Проектирование фундамента и основания под Установку подготовки газа выполнено в соответствии с СНиП II-15-74 «Основания зданий и сооружений».

Установки подготовки газа
изготавливаемые модификации

Модельный ряд Установки подготовки газа представлен следующими модификациями:

• по условному избыточному давлению газа на входе в Установку подготовки газа, согласно
  ГОСТ 9493-80 «Сосуды и аппараты. Ряды условных (номинальных) давлений». (МПа);
• по производительности по газу (нм³/мин) – Qг.
• по производительности по жидкости (нм³/мин) – Qж.

В зависимости от параметров (давления, температуры, производительности по газу и жидкости) и характеристик среды блочно-модульные Установки подготовки газа основного технологического назначения могут иметь в своём составе следующие блоки, узлы и (или) функциональные элементы: