Горючие газы, используемые для газоснабжения. с18

Для газоснабжения используют природные, попутные и сжиженные углеводородные газы. Газ, предусматриваемый для использования в качестве топлива, должен соответствовать ГОСТ 5542-87 для природного газа и ГОСТ 20448-80 для сжиженного углеводородного газа.

Газообразное топливо представляет собой смесь горючих и негорючих газов, содержащую некоторое количество примесей. К горючим газам относятся: углеводороды, водород, оксид углерода. К негорючим газам относятся: азот, кислород, диоксид углерода. К примесям относят: водяные пары, сероводород, пыль.

Газообразное топливо очищают от вредных примесей. Содержание вредных примесей в граммах на 100м³ газа, предназначенного для газоснабжения городов, по ГОСТ 5542-87 не должен превышать: сероводорода - 2, аммиака – 2, цианистых соединений в пересчете на синильную кислту (HCN) -5, смолы и пыли – 0,1, нафталина – 10 (летом) и 5 (зимой), меркаптановой серы - 3,6, механических примесей - 0,1.

Содержание влаги не должно превышать количеств, насыщающих газ при температуре 20⁰С (зимой) и 35⁰С (летом). Если газ транспортируют на большие расстояния, то его осушают.

Природные газы представляют собой смесь углеводородов метанового ряда, их добывают из газовых или нефтяных месторождений.

Искусственные газы имеют резкий запах, что облегчает обнаружить утечки газа из трубопроводов, а природные газы совсем без запаха, поэтому для обнаружения утечки газа его смешивают со специальными веществами, придающими ему резкий запах (одоризация). В качестве одоранта применяется этилмеркаптан С₂Н₅SН - 16г на 1000м³ природного газа при t = 0⁰С и давлении 101,3 кПа.

Природные газы подразделяют на 3 группы:

1) газы, которые добывают из чисто газовых месторождений. В основном они состоят из метана и являются тощими или сухими ( не более 50 г/м³ пропана и выше). Характеристики природных газов некоторых северных месторождений приведены в таблице 1

Месторождение	Состав газа по (объему), %								Плотность (при 00 и 0,1013МПа), кг/м3	Низшая теплота сгорания, кДж/(кг*К)
	Метан CH4	Этан C2H6	Пропан C3H8	Бутан C4H10	Пентан C5H12	Диоксид углерода CO2	Азот N2	Сероводород H2S
Уренгойское	98,8	0,70	-	-	0,010	0,290	0,980	-	0,729	35509
Ямбургское	98,6	0,60	-	-	0,010	0,190	1,120	-	0,714	35430
Медвежье	99,2	0,120	-	-	0,010	0,010	0,600	-	0,722	35685
Бованенковское	99,0	0,028	0,007	0,003	-	0,063	0,855	Следы	0,723	35534
Заполярное	98,4	0,070	0,010	-	0,010	0,200	1,500	-	0,728	35375
Тазовское	98,6	0,100	0,030	0,020	0,010	0,200	1,000	-	0,727	35509
Губкинское	98,7	0,130	0,010	0,005	0,010	0,150	1,300	-	0,730	35521
Комсомольское	97,2	0,120	0,010	-	0,010	0,100	2,560	-	0,735	35004
Вынгапуровское	95,1	0,320	-	-	-	0,190	4,300	-	0,745	31328
Юбилейное	98,4	0,070	0,010	-	-	0,100	1,100	-	0,729	35360
Мессояхское	97,6	0,100	0,030	0,010	0,010	0,060	1,600	-	0,724	35138
Березовское	94,1	1,200	0,300	0,100	0,060	0,500	3,000	-	0,755	35277
Вуктыльское	81,8	8,800	2,600	0,940	0,300	0,300	5,100	-	0,859	38828

 

2) попутные газы нефтяных месторождений. Это смесь сухого газа, пропан-бутановой фракции и газового бензина – жирные газы, содержащие большое количество тяжелых углеводородов (обычно более 150 г/м³)

3) газы конденсатных месторождений. Это смесь сухого газа и паров конденсата, которые представляют собой смесь паров тяжелых углеводородов, содержащих С₅ и выше (бензин, лигроин, керосин)

Сухие природные газы легче воздуха, а жирные обычно тяжелее. Теплотворная способность газов чисто газовых месторождений  31000÷38000 кДж/м³, а попутных газов нефтяных месторождений - 38000 - 63000 кДж/м³.

Искусственные газы. При термической обработке твердых топлив в зависимости от способа переработки получают газы сухой перегонки и генераторные газы.

Сухая перегонка – процесс разложения твердого топлива без доступа воздуха. Получают газ, смолу и коксовый остаток (температура процесса 900-1100⁰ С). Примерный состав коксового газа, % : Н₂ – 5; СН₄ – 24; С_nH_m – 2; СО – 8; СО₂ – 2,4; О₂ – 0,6; N₂ – 4. Теплотворная способность 16000÷18000 кДж/м³, плотность 0,45 – 0,5 кг/м³.

Газификация –процесс термохимической переработки топлива. В результате реакции углерода топлива с кислородом и водяным паром образуются горючие газы: оксид углерода и водород. Одновременно с процессом газификации протекает частичная сухая перегонка топлива.

Продуктами газификации топлива являются горючий газ, зола и шлаки (в газогенераторах). При подаче в газогенератор паровоздушной смеси получают газогенераторный газ, называемый смешанным, примерный состав которого в % : Н₂ – 14,0; СН₄ – 1,0; СО – 28,0 ; СО₂ – 6,0; О₂ – 0,2; N₂ – 50,6. Теплотворная способность 5500  кДж/м³, плотность 1,15 кг/м³.

Основные физические свойства газов. с 20-29

При расчете некоторых свойств газов, а также производительности и пропускной способности газопроводов различают следующие условия состояниягаза:

       -нормальные условия:температура - 0⁰С, давление – 0,101325 МПа (760 мм. рт. ст.);

-стандартные условия 20⁰С:температура - +20⁰С, давление – 0,101325 МПа (760 мм. рт. ст.);

-нормальные условия 15⁰С :температура - +15⁰С, давление – 0,101325 МПа (760 мм. рт. ст.).

Например, плотность воздуха при различных условиях равна:

;

;

.

В расчетах достаточно часто пользуются понятием относительной плотности , т.е.отношением газа к плотности воздуха при одних и тех же условиях

 .         (1.1)

Плотность газа при нормальных условиях может быть определена по его молярной массе М

где  (1.2)

М – молярная масса, кг/кмоль;

22,41 – объем, который занимает 1 кмоль газа при нормальных условиях, м³/кмоль.

Приведение плотности, объема и расхода газа к стандартным условиям выполняется по следующим зависимостям:

 ,      (1.3),  ? (1/4),  , (1.5), где

р и р_ст – абсолютные давления; Т и Т_ст – абсолютные температуры газа; Z и Z_cт - коэффициенты сжимаемости газа соответственно при двух состояниях.

Плотность смесигазов подчиняется закону аддитивности

  где      (1.6)

- молярная (мольная  объемная) концентрация;  - плотность i – го компонента (таблица 2).

Газовая постояннаязависит от состава газовой смеси и определяется в (н*м/(кг*К)) по формуле

 , где  (1.7)

 - универсальная газовая постоянная,  = 8314,3 н*м/(кмоль*К)=8,3143 кДж/(кмоль*К).

Средние псевдокритические температура и давлениесмеси также подчиняются закону аддитивности:

 , (1.8), (1.9) , где

 и  - абсолютные критические температура и давление компонентов смеси.

Критическим давлениемназывается такоедавление, при котором и вышекоторого повышением температуры нельзя испарить жидкость.

Критическая температура –это такая температура, при которой и выше которой при повышении давления нельзя сконденсировать пар.

В соответствиями с нормами технологического проектирования псевдокритические параметры природного газа могут быть определены по известной плотности  газовой смеси

=0,1737 (26, 831 - , (1.10), =155,24 (0,564 + , (1.11) , где

 - плотность газа (в кг/м³) при стандартных (20⁰С) условиях; псевдокритическое давление газа рассчитано в МПа, а псевдокритическая температура – в К (Кельвинах).

Сжимаемость газаучитывает отклонение газов от законов идеального газа. Сжимаемость газа характеризуется коэффициентом сжимаемости Z, который определяется экспериментально. При отсутствии экспериментальных данных коэффициент сжимаемости определяют по номограммам в зависимости от приведенных температуры и давления (  ) газа или в зависимости от давления, температуры и относительной плотности по воздуху, а также по формулам , рекомендованным в отраслевых нормах проектирования.

 , (1.12), где  ,

, (1.13) ,  , (1.14)

Влажность газов.Почти все газы содержат водяные пары, то есть имеют некоторую влажность. Влажность природных газов обусловлена пластовыми условиями. В магистральных и распределительных газопроводах транспортируемый газ может насыщаться влагой, оставшейся в газопроводе после гидравлических испытаний. Присутствие сконденсированных водяных паров и кислых газов может вызвать коррозию трубопроводов и оборудования. При некоторых условиях (температуре и давлении) при наличии капельной влаги в газе могут образовываться кристаллогидраты.

 Содержание влаги в газе характеризуется абсолютной и относительной влажностью.

Абсолютная влажность d (в г/м ³ или кг/кг) характеризует содержание водяных паров соответственно в единице объема или единице массы газа. Влагосодержание природных газов зависит от состава газа, температуры и давления и определяется по номограмме ( рис.1)

Относительная влажность газа – отношение фактического количества водяных паров в единице объема газа к максимально возможному количеству при определенных давлении и температуре:

, где (1.15)

количество водяного пара в единице объема пара;

-максимально возможное количество водяного пара, которое может находиться в газе без конденсации при данных давлении и температуре;

парциальное давление водяного пара в газовой смеси;

давление насыщенного водяного пара при температуре Т.

Температура, при которой газ становится насыщенным при определенном давлении, называется точкой росы.

При подготовке к транспорту газ должен быть осушен так, чтобы точка росы была на 5-7 градусов ниже минимальной температуры охлаждения газа в газопроводе Табл. 3.

---

Дата добавления: 2018-06-27; просмотров: 2523; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

---

---

Мы поможем в написании ваших работ!