Молодежникова Л.И. Технологические энергоносители промышленных предприятий. Часть 2

Подождите немного. Документ загружается.

Если газ транспортируют на большие расстояния, то его предвари-

тельно осушают. Большинство искусственных газов имеет резкий запах,

что облегчает обнаружить утечки газа из трубопроводов и арматуры.

Природный газ совсем не имеет запаха. До подачи в сеть его одорируют

(смешивают со специальными веществами), т. е. придают ему резкий

неприятный запах, который

должен ощущаться при концентрации в

воздухе, равной 1 %.

Запах токсичных газов должен ощущаться при концентрации, до-

пускаемой санитарными нормами. Сжиженный газ, используемый ком-

мунально-бытовыми потребителями, по ГОСТ 20448–90 не должен со-

держать сероводорода более 5 г на 100 м

газа, а его запах должен ощу-

щаться при содержании в воздухе 0,5 %.

Концентрация кислорода в газообразном топливе не должна пре-

вышать 1%. При использовании для газоснабжения смеси сжиженного

газа с воздухом концентрация газа в смеси составляет не менее удвоен-

ного верхнего предела воспламеняемости.

Величина расхода газа на нужды потребителей целиком зависит от

его теплоты сгорания (теплотворной способности), и чем она меньше,

тем больше расходуется газа.

Температура воспламенения природных и искусственны газов со-

ставляет 640–700 °С.

Для централизованного снабжения населенных пунктов и произ-

водственных объектов широко применяют природные газы. Если нет

природных газов или газовоздушных смесей, то применяют сжиженные

углеводородные газы.

К сжиженным углеводородным газам

относятся такие углеводоро-

ды, которые в нормальных условиях находятся в газообразном состоя-

нии, а при небольшом повышении давления переходят в жидкое состоя-

ние. Сжиженные газы хранят в баллонах и металлических резервуарах.

Температура воспламенения сжиженных пропана и бутана составляет

соответственно 510 и 490 °С.

1.2 Природные газы

Для газоснабжения городов и промышленных предприятий

в на-

стоящее время широко применяют природные газы. Их добывают из

недр земли. Они представляют собой смесь различных углеводородов

метанового ряда. Природные газы не содержат водорода, окиси углеро-

да и кислорода. Содержание азота и углекислого газа обычно бывает

невысоким. Газы некоторых месторождений содержат в небольших ко-

личествах сероводород.

Природные газы можно подразделить на три группы:

1. Газы, добываемые из чисто газовых месторождений. Они в ос-

новном состоят из метана и являются тощими или сухими. Тяжелых уг-

леводородов (от пропана и выше) сухие газы содержат менее 50 г/м

2. Газы, которые выделяются из скважин нефтяных месторождений

совместно с нефтью, часто называют попутными. Помимо метана они

содержат значительное количество более тяжелых углеводородов

(обычно свыше 150 г/м

) и являются жирными газами. Жирные газы

представляют собой смесь сухого газа, пропан – бутановой фракции и

газового бензина.

3. Газы, которые добывают из конденсатных месторождений, со-

стоят из смеси сухого газа и паров конденсата, который выпадает при

снижении давления (процесс обратной конденсации). Пары конденсата

представляют собой смесь паров тяжелых углеводородов, содержащих

и выше (бензина, лигроина, керосина).

На газобензиновых заводах из попутных газов выделяют газовый

бензин и пропан – бутановую фракцию, которую используют для газо-

снабжения городов в виде сжиженного газа.

1.3 Искусственные газы

При термической переработке твердых топлив в зависимости от

способа переработки получают газы сухой перегонки и генераторные

газы. Как те, так и другие в настоящее время весьма редко применяют

для газоснабжения городов и промышленности.

Сухая перегонка твердого топлива представляет собой процесс его

термического разложения, протекающий без доступа воздуха. При су-

хой перегонке

топливо проходит ряд стадий физико-химических преоб-

разований, в результате которых оно разлагается на газ, смолу и коксо-

вый остаток. Характер преобразований, претерпеваемых топливом, оп-

ределяется его природой и температурой процесса. Сухую перегонку

топлива, происходящую при высоких температурах (900–1100 °С), на-

зывают коксованием, в результате которого получают кокс и коксовый

газ

с величиной низшей теплоты сгорания Q

= 16000–18000 кДж/м

ρ = 0,45–0,5 кг/м

Примерный состав коксового газа, в %: Н

– 59; СН

– 24; С

– 2;

СО – 8; СО

– 2,4; О

–

0,6; N

–

Газификация – процесс термохимической переработки топлива. В

результате реакции углерода топлива с кислородом и водяным паром

образуются горючие газы: окись углерода и водород. Одновременно с

процессом газификации протекает частичная сухая перегонка топлива.

Продуктами газификации топлива являются горючий газ, зола и шлаки.

Аппараты, в которых осуществляют газификацию топлива, называют

газогенераторами.

При подаче в

газогенератор паровоздушной смеси получают гене-

раторный газ, называемый смешанным, примерный состав которого

следующий, %: Н

– 14; CН

– 1; СО – 28; СO

– 6; O

– 0,2; Н

S –

0,2; N

– 50,6.

Низшая теплота сгорания смешанного газа Q

= 5,5 МДж/ м

, плот-

ность ρ = 1,15 кг/ м

Водяной газ получают путем периодической продувки газогенера-

тора воздухом и паром. При подаче воздуха слой топлива аккумулирует

тепло, выделяющееся при частичном его сгорании, а при поступлении

водяного пара последний взаимодействует с углеродом, используя ак-

кумулированное тепло и образуя водяной газ. Горючими компонентами

будут являться водород и окись углерода.

Уголь можно

газифицировать под землей. В этом случае получает-

ся газ подземной газификации. Газ подземной газификации, вырабаты-

ваемый в настоящее время, имеет невысокую теплоту сгорания, его ис-

пользуют как местное энергетическое топливо.

1.4 Требования к газу, применяемому в коммунальном хозяйстве

В коммунальном хозяйстве на бытовые нужды жилых и общест-

венных зданий, предприятий

общественного питания, учебных заведе-

ний, коммунальных предприятий применяют газ низкого давления. Если

подается искусственный газ, то давление в газопроводных трубах не

должно превышать 2·10

–3

МПа, если природный – не более 3·10

–3

МПа,

если сжиженный – не более 4·10

–3

МПа. На промышленные цели ис-

пользуют газ при среднем давлении от 5·10

–3

МПа до 0,3

МПа или при высоком давлении от 0,3 до 1,2 МПа. Если в газопро-

водной сети величина давления не соответствует установленным требо-

ваниям, то применяют регуляторы давления – устройства, которые

снижают давление и поддерживают его постоянным в установленных

допустимых пределах. После регуляторов давления устанавливают пре-

дохранительные устройства – запорные клапаны, не допускающие по-

вышение давления в случае неисправности регуляторов.

Одним из важнейших требований к газу, применяемому в комму-

нальном хозяйстве, является наличие запаха для своевременного его об-

наружения и предотвращения отравления и взрыва. Обязательно вы-

полняют одоризацию, т. е. добавку к газу одоранта, например, этилмер-

каптана С

Н, в таком количестве, чтобы при минимальной концен-

трации газа в воздухе ощущался резкий запах. Для одоризации 1000 м

природного газа требуется около 16 г, или 19,1 одоранта.

Если горючие газы смешаны с воздухом и нагреты, то они могут

взрываться и воспламеняться. Даже незначительное количество газа в

воздухе по объему (1,9–2,2 % пропана или бутана, а природных газов

5–8 %) образует взрывоопасную смесь.

В коммунальном хозяйстве большое значение имеет учет расхода

газа. Необходимость учета расхода

газа и подбор расходомеров опреде-

ляются в соответствии с “Правилами безопасности в газовом хозяйст-

ве”, утвержденными Мингазпромом, и “Общими положениями о поряд-

ке учета и контроля расхода топлива, электрической и тепловой энергии

для промышленных, транспортных, сельскохозяйственных и комму-

нально-бытовых предприятий и организаций”.

2 Обработка природного газа

2.1 Осушка газа

Содержание влаги в газе при его транспортировании часто вызыва-

ет серьезные эксплуатационные затруднения. При определенных внеш-

них условиях (температуре и давлении) влага может конденсироваться,

образовывать ледяные пробки и кристаллогидраты, а в присутствии се-

роводорода и кислорода вызывать коррозию трубопроводов и оборудо-

вания. Во избежание перечисленных затруднений газ

осушают, снижая

температуру точки росы на 5–7° ниже рабочей температуры в газопро-

воде.

При транспортировании осушенного газа трубопровод можно про-

кладывать на меньшую глубину, что уменьшает капиталовложения.

Наибольшие трудности при транспортировании газов по магистральным

газопроводам возникают при образовании кристаллогидратов.

Многие газы (метан, этап, бутан, углекислый газ и сероводород),

насыщенные влагой, при определенных

значениях температуры и дав-

ления образуют с водой (в жидкой фазе) соединения, называемые кри-

сталлогидратами. Если влага удалена из газа и газ оказывается ненасы-

щенным, кристаллогидраты не образуются.

Внешне кристаллогидраты похожи на белую снегообразную кри-

сталлическую массу, а при уплотнении напоминают лед. Это неустой-

чивые соединения, которые при определенных условиях сравнительно

легко разлагаются на составные

части. Состав кристаллогидратов угле-

водородов следующий: СН

·6Н

О или СН

·7Н

О; С

·6Н

О;

·18Н

О. Природный газ и вода представляют собой многокомпо-

нентную систему, которая дает смешанные кристаллогидраты. Они ус-

тойчивее гидратов индивидуальных углеводородов.

На рис. 1 показаны кривые образования гидратов метана и природ-

ных газов в зависимости от температуры и давления. Сами кривые дают

условия равновесного состояния гидратов. При таком изменении темпе-

ратуры и давления

газа, когда точка, отвечающая состоянию газа, рас-

положится выше и левее кривой, будет идти процесс образования гид-

рата. Ниже и правее кривой находится область разложения гидратов.

Рис.1. Кривые равновесного состояния гидратов метана и природных газов в

зависимости от температуры и давления

1 – метан; 2 – природный газ с относительной плотностью 0,6; 3 – природный газ с

относительной плотностью 0,7; 4 – природный газ с относительной плотностью 0,8.

Для осушки газа применяют способы абсорбционные, т. е. погло-

щение водяных паров жидкостями, адсорбционные, т. е. поглощение во-

дяных паров твердыми сорбентами, и физические – простое охлажде-

ние или охлаждение с последующей абсорбцией.

Широкое распространение получил абсорбционный способ осушки

газа диэтиленгликолем и триэтиленгликолем, водные растворы которых

обладают высокой влагоемкостью, нетоксичны, не вызывают коррозии

металла и достаточно стабильны.

2.2 Очистка газа от сероводорода и углекислого газа

В горючих газах, используемых для газоснабжения городов, со-

держание сероводорода не должно превышать 2 г на 100 м

газа. Со-

держание углекислого газа нормы не лимитируют, однако по технико-

экономическим соображениям в транспортируемом газе оно не должно

превышать 2 %.

Существуют сухие и мокрые методы очистки газа от Н

S. Сухие

методы очистки газа основаны на применении твердых поглотителей

(гидрата окиси железа, содержащегося в болотной руде, и активирован-

ного угля). При мокрых методах очистки газа используют жидкие по-

глотители. Для удаления из транспортируемого газа CO

применяют

промывку газа водой под давлением или очистку его водным раствором

этаноламина. Для очистки от Н

S природных газов и газов, полученных

на нефтеперерабатывающих заводах, широкое распространение полу-

чил этаноламиновый способ. Обычно при очистке газа от Н

S моноэта-

ноламином улавливается и CO

. Содержание Н

S после очистки не пре-

вышает требуемой нормы. Аминосоединения – слабые основания. При

взаимодействии с сероводородом и углекислым газом они образуют не-

стойкие вещества, которые легко разлагаются при относительно невы-

сокой температуре, поэтому поглощение сероводорода происходит при

15–20 °С, а раствор регенерирует при 120–125 °С.

2.3 Одоризация газа

Природный газ не имеет запаха

. Поэтому для своевременного вы-

явления утечек газа ему придают запах – газ одорируют. В качестве

одоранта применяют этилмеркаптан (С

SН). По токсичности качест-

венно и количественно он идентичен сероводороду, имеет резкий не-

приятный запах. Количество вводимого в газ одоранта определяют та-

ким образом, чтобы при концентрации в воздухе газа, не превышающей

1/5 нижнего предела взрываемости, ощущался резкий запах одоранта.

Наибольшее распространение получили капельные и барботажные

одоризаторы.

3 Транспортирование газа на большие расстояния.

Хранение газа

3.1 Схема магистрального газопровода

Схема транспортировки газа на большие расстояния по магист-

ральному газопроводу представлена на рис. 2.

Рис. 2. Принципиальная схема газотранспортной системы

Ск – скважины, Сеп – сепараторы, ПГ – промысловые газопроводы, ПГРС –

промысловая газораспределительная станция, МГ – магистральный газопровод,

ПКС – промежуточная компрессорная станция, ЛЗА – линейная запорная арматура,

ГРС – газораспределительная станция, ПХ – подземное хранилище газа, ПП – про-

межуточный потребитель

Газ из скважины поступает в сепараторы, где от него отделяются

твердые и жидкие механические примеси. Далее по промысловым газо-

проводам газ поступает в коллекторы и в промысловые газораспредели-

тельные станции. Здесь газ вновь очищают в масляных пылеуловителях,

осушают, одорируют и снижают давление газа до 5,4–5,7 МПа. В на-

чальный период эксплуатации

пластовое давление бывает достаточное.

Головную компрессорную станцию строят только после снижения дав-

ления в пласте. Промежуточные компрессорные станции располагают

примерно через 150 км. Для возможности проведения ремонтов преду-

сматривают линейную запорную арматуру, которую устанавливают не

реже чем через 25 км. Для надежности газоснабжения и возможности

транспортировать большие потоки газа современные магистральные

трубопроводы выполняют

в две или несколько ниток. Газопровод за-

канчивается газораспределительной станцией (или несколькими ГРС),

которая подает газ крупному городу или промышленному узлу. По пути

газопровод имеет отводы, по которым газ поступает к ГРС промежу-

точных потребителей (городов, населенных пунктов и промышленных

объектов).

Система магистрального транспортирования газа от промыслов до

потребителей является достаточно жесткой, так как ее аккумулирующая

способность невелика

и может лишь частично покрыть внутрисуточную

неравномерность потребления. Для покрытия сезонной неравномерно-

сти используют подземные хранилища и специально подобранные по-

требители-регуляторы, которые в зимний период работают на другом

виде топлива (газомазутные или пылегазовые электростанции).

Газопроводы строят диаметром от 1220 до 1420 мм. Использование

труб больших диаметров повышает экономичность газотранспортной

системы. Газопроводы

рассчитываются на максимальное давление в

5,5 МПа, которое обычно бывает после компрессорных станций.

По мере движения газа его давление уменьшается, так как потен-

циальная энергия расходуется на преодоление гидравлических сопро-

тивлений. Перед компрессорными станциями давление снижается до

3–4 МПа. Мощность применяемых газоперекачивающих агрегатов

8–10 тыс. кВт.

Для транспортирования большого количества газа необходимо

уве-

личить пропускную способность газопровода. В связи с этим новые ма-

гистральные газопроводы проектируют на давление 7,5 МПа и выше

(10–12 МПа), разрабатывают газотурбинные установки для компрессор-

ных станций мощностью 25–75 тыс. кВт, работают над проблемой

транспортирования охлажденного и сжиженного природного газа.

Магистральные газопроводы выполняют из стальных труб, соеди-

няемых сваркой. Трубы изготовляют

из высококачественных углероди-

стых и легированных сталей. Оптимальный диаметр газопровода и чис-

ло компрессорных станций определяют технико-экономическим расче-

том. Пропускную способность газопровода (млн м

/сут.) рассчитывают

исходя из его годовой производительности:

q = Q/ 365 К

где Q – производительность газопровода в млн м

/год; К

– сред-

негодовой коэффициент загрузки газопровода, обычно принимаемый

для магистральных газопроводов, не имеющих подземных хранилищ га-

за у крупных потребителей, равным 0,85, а для ответвлений от магист-

ральных газопроводов 0,75.

Пример 1. Природный газ (∆=0,62; р

кр

=4,75 МПа; Т

кр

=194 К) необходимо

транспортировать по участку газопровода (L=120 км, D=1020×10 мм, k=0,03 мм) с

коммерческим расходом 35 млн м

/сутки в изотермическом режиме при средней

температуре +12 °С. Какое давление следует ожидать в конце участка газопровода,

если давление в его начале составляет 5,5 МПа?

Решение:

Коммерческий расход рассчитывают по формуле:

0384.0 d

LZT

рр

кн











Коэффициент гидравлического сопротивления λ вычисляем по формуле:

0096.0

1021020

03.02

067.0

2.02.0





































Коэффициент сжимаемости газа Z в первом приближении рассчитываем по

условию в начале участка газопровода:



878.01942857.45.54273.014273.01

668.3

)1(





TpZ

Уравнение для определения р

имеет вид:





62,01200000096,0285878,0

105,5

0384,0

360024

1035











После упрощений получаем:

Пар

212

1022,3

178724

1025,30

0384,01,405 





Теперь можно определить среднее давление р

ср

на участке газопровода и уточ-

нить принятое значение коэффициента Z. Имеем:



.901.01942857.446.44273.01

,46,4

22,35,5

22,3

5,5

668.3

)2(







































МПа

рр

кн

нср

Повторив расчеты с уточненным коэффициентом сжимаемости Z, найдем

=3,14 МПа. Поскольку следующее уточнение коэффициента Z не дает существен-

ного изменения полученного результата, считаем, что решение найдено.

Пример 2. Компрессорная станция обеспечивает перекачку газа по участку га-

зопровода постоянного диаметра, развивая при этом степень сжатия 1,56. Считая,

что давление перед компрессорной станцией и в конце рассматриваемого участка

равны друг другу, определить, на сколько нужно увеличить степень сжатия газа,

чтобы расход перекачки возрос на 10 %. Давление в конце участка, среднюю темпе-

ратуру и

коэффициент сжимаемости газа в сравниваемых вариантах считать одина-

ковым.

Решение:

Формула для расхода газа имеет вид:

0384.0 d

LZT

рр

кн











В силу условия р

=р

кнвн

рррр





, поэтому

0384,0 d

LZТ

рQ

кк











Так как параметры р

, Z, Т, d, ∆ в сравниваемых вариантах одинаковы, а λ не

зависит от режима течения, то имеем уравнение:

156,1

1,1

)1(

)2(











или

Решив его, находим: ε

=1,654, откуда следует, что степень сжатия газа будет

почти на 6 % больше чем прежде.

3.2. Хранилища газа

Необходимость хранения газа возникает в результате неравномер-

ности его потребления. В летний период, когда подача газа в город пре-

восходит его потребление, излишки газа необходимо направлять в газо-

хранилище с тем, чтобы зимой аккумулированный газ можно было по-

давать в город. Для хранения газа используют подземные хранилища.

Для покрытия часовой неравномерности

потребления газа широко

используют аккумулирующую емкость последнего участка магистраль-

ного газопровода. Работа последнего участка газопровода существенно

отличается от работы других участков, так как носит резко выраженный

нестационарный характер. Количество газа, поступившего в последний

участок магистрального газопровода, не подвержено резким колебани-

ям, а отбор газа значительно изменяется, так как зависит от

режима его

потребления в городе. В ночное время наблюдается провал потребле-

ния. В результате из газопровода отбирают количество газа меньше, чем

его поступает. Количество газа, находящегося в последнем участке га-

зопровода, увеличивается, и давление в нем растет. В периоды повы-

шенного потребления и пиковых нагрузок, когда отбор газа оказывается

больше поступления

, используют аккумулированный газ. Газгольдер-

ные станции, служащие для выравнивания часовой неравномерности

потребления газа, в настоящее время не строят из-за их высокой стои-

мости и большой металлоемкости.

Для выравнивания сезонной неравномерности служат подземные

хранилища газа. В качестве подземных хранилищ используют истощен-

ные газовые и нефтяные месторождения. Если вблизи центров потреб-

ления газа такие месторождения отсутствуют, то хранилища сооружают

в подземных водоносных пластах. Подземное хранение газа получило в

мировой практике большое распространение. Подземное хранение зна-

чительно дешевле других способов хранения газа.