Сжиженные углеводородные газы (СУГ) получают из попутного нефтяного газа. Это чистые газы или специальные смеси, которые могут быть использованы для отопления домов, в качестве автомобильного топлива, а также производства нефтехимической продукции.

ШФЛУ на ГФУ

Сжиженные углеводородные газы получают из широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), которую, в свою очередь, выделяют из попутного нефтяного газа (ПНГ).

Разделение ШФЛУ на составляющие ее компоненты - индивидуальные углеводороды - происходит на газофракционирующих установках (ГФУ). Процесс разделения похож на разделение ПНГ. Однако в данном случае разделение должно быть более тщательным. Из ШФЛУ в процессе газофракционирования могут получаться различные продукты. Это может быть пропан или бутан, а также смесь пропан-бутана (ее называют СПБТ, или смесь пропана-бутана технических). СПБТ - наиболее распространенный вид сжиженных газов - именно в этом виде этот продукт поставляется населению, промышленным предприятиям и отправляется на экспорт. Так, из 2,034 млн тонн СУГ, реализованных «Газпром газэнергосеть» в 2012 году, на смесь пропан-бутана пришлось 41%, на бутан - треть поставок, на пропан - около 15%.

Также путем разделения ШФЛУ получают технический бутан и технический пропан, пропан автомобильный (ПА) или смесь ПБА (пропан-бутан автомобильный).

Существуют и другие компоненты, которые выделяют путем переработки ШФЛУ. Это изобутан и изобутилен, пентан, изопентан.

Как применяют сжиженные углеводородные газы

Сжиженные углеводородные газы могут использоваться по-разному. Наверное, каждому знакомы еще с советских времен ярко-красные баллоны с надписью пропан. Их используют для приготовления пищи на бытовых плитах или для отопления в загородных домах.

Также сжиженный газ может использоваться в зажигалках - туда обычно закачивают либо пропан, либо бутан.

Сжиженные углеводородные газы используются и для отопления промышленных предприятий и жилых домов в тех регионах, куда еще не дошел природный газ по трубопроводам. СУГ в этих случаях хранится в газгольдерах - специальных емкостях, которые могут быть как наземными, так и подземными.

По показателю эффективности пропан-бутан занимает второе место после магистрального природного газа. При этом использование СУГ более экологично по сравнению, например, с дизельным топливом или мазутом.

Газ в моторы и пакеты

Пропан, бутан и их смеси, наряду с природным газом (метаном), используются в качестве альтернативного топлива для заправки автомобилей.
Использование газомоторного топлива в настоящее время очень актуально, ведь ежегодно отечественным автопарком, состоящим из более 34 млн единиц транспортных средств, вместе с отработавшими газами выбрасывается 14 млн тонн вредных веществ. А это составляет 40% от общих промышленных выбросов в атмосферу. Отработавшие газы двигателей, работающих на газе, в несколько раз менее вредны.

В выхлопах газовых моторов содержится в 2–3 раза меньше оксида углерода (CO) и в 1,2 раза меньше окиси азота. При этом по сравнению с бензином стоимость СУГ ниже примерно на 30–50%.

Рынок газомоторного топлива активно развивается. В настоящее время в нашей стране насчитывается более 3000 газовых заправок и более 1 млн газобаллонных автомобилей.

Наконец, сжиженные углеводородные газы являются сырьем для нефтехимической промышленности. Для производства продукции СУГ подвергаются сложному процессу, протекающему при очень высоких температурах - пиролизу. В результате получаются олефины - этилен и пропилен, которые затем, в результате процесса полимеризации, превращаются в полимеры или пластики - полиэтилен, полипропилен и прочие виды продукции. То есть используемые нами в ежедневной жизни полиэтиленовые пакеты, одноразовая посуда, тара и упаковка многих продуктов производятся из сжиженных газов.

Введение

Рост добычи газа, особенно на газоконденсатных месторождениях, вызывает развитие переработки газовых конденсатов, количество которых уже велико и продолжает возрастать с каждым днем.

Увеличение добычи природного газа принципиально изменит топливный баланс страны и улучшит экономические показатели развития экономики. В настоящее время совершенствуются технологии переработки природных газов.

Общая характеристика углеводородных газов

Углеводородные газы делятся на природные (естественные) и искусственные. К природным относятся так называемые "сухие" природные газы, попутные нефтяные и газы конденсатных месторождений.

К природным (попутным) газам могут быть отнесены также газы стабилизации нефти. Природные газы, их компоненты либо отдельные фракции используются в качестве топлива и химического сырья.

Любые смеси углеводородных газов могут быть сожжены в газогорелочных устройствах топок, печей и технологических агрегатов, в цилиндрах и камерах сгорания поршневых и турбинных двигателей внутреннего сгорания.

Однако перед сжиганием природные (и искусственные) углеводородные газы практически всегда подвергают разделению для:

а) выделения некоторых наиболее ценных компонентов;

б) удаления вредных либо балластных компонентов, затрудняющих транспортирование газов или ухудшающих процесс сгорания;

в) обеспечения оптимального транспортирования двух основных групп компонентов природных газов: тяжелых углеводородов в жидком и легких в газообразном видах.

"Сухие" природные газы почти целиком состоят из метана и содержат небольшие количества углеводородов С 2 -С 4 , азота, углекислоты и сероводорода. В месте добычи они всегда насыщены влагой.

Сероводород может вызвать коррозию магистрального газопровода при транспортировании газа, а продукты сгорания сероводорода - коррозию технологического оборудования, в котором сжигается газ.

Влага с предельными углеводородами до С 4 при определенных (обычных для магистральных газопроводов) значениях концентраций, температур и давлений образует комплексные соединения - гидраты углеводородов вида С n Н 2n+2 т Н 2 О.

Гидраты, являющиеся твердыми ледообразными телами, иногда полностью заполняют проходные сечения трубопроводов.

Для транспортирования газа нежелательно присутствие больших концентраций балластных примесей - азота и углекислоты.

Поэтому "сухие" (метанистые) природные газы на головных сооружениях магистральных газопроводов подвергаются предварительному разделению - осушке, очистке от сероводорода и углекислоты, а иногда и от азота.

Газы газоконденсатных месторождений в условиях пласта (давление 100-500 am, температура 30-80° С) содержат иногда значительные количества углеводородов С 5 -С 10 .

При выходе газа на поверхность земли и снижении давления до обычных в магистральных газопроводах значений (50-60 am) имеет место понижение температуры за счет эффекта Джоуля-Томпсона на 30-50° С; при этом в результате так называемой "ретроградной конденсации" происходит выделение из газовой фазы тяжелых компонентов С 5 -С 10 .

В условиях относительно высоких давлений и низких температур в этих тяжелых компонентах растворяются легкие углеводороды C 1 -С 4 .

Образующаяся при этом жидкость (конденсат), содержащая всю гамму углеводородов C 1 - С 10 и богатая тяжелыми компонентами, иногда заливает целые участки магистрального газопровода, мешая его нормальной эксплуатации.

Разделение газов газоконденсатных месторождений с целью удаления тяжелых компонентов (одновременно удаляется влага) называется сепарацией.

Попутные нефтяные газы выделяются из нефти при давлениях 1-6 am (а иногда и под вакуумом). Для транспортирования на дальние расстояния их приходится сжимать до давлений 50-60 ат.

При изотермическом сжатии таких газов из них выделяются в виде конденсата компоненты С 3 -С 8 . Выделение этих компонентов необходимо по следующим соображениям:

1) углеводороды C 3 -С 8 могут быть использованы после несложной переработки как моторное топливо;

углеводороды С 3 -С 4 ("сжиженные углеводородные газы") широко используются как химическое сырье и для газоснабжения пунктов, удаленных от линий газопроводов;

для обеспечения возможности транспортирования по магистральным газопроводам углеводородов С 1 -С 2 необходимо значительно уменьшить концентрацию углеводородов С 3 -С 4 и практически полностью удалить углеводороды С 5 -С 8 .

Извлечение из попутных газов углеводородов С 3 -С 8 и разделение их на фракции (либо индивидуальные компоненты) производится на газобензиновых заводах (ГБЗ). Иногда попутные нефтяные газы (при работе скважин под вакуумом) содержат значительные количества воздуха.

В этом случае оказывается целесообразным выделение из газа его балластных компонентов, в особенности если газ предназначается для транспортирования по магистральным газопроводам.

Как видно из изложенного, для использования природных и искусственных газов в качестве топлива (с транспортированием их по магистральным газопроводам) в большинстве случаев необходимо их предварительно разделять.

Разделение, имеющее целью удаление компонентов, концентрации которых в исходном газе невелики, называется очисткой, а по отношению к воде - осушкой.

Показатели, которым должны удовлетворять газы, транспортируемые по магистральным газопроводам, представлены в табл.1.

Использование углеводородных газов как химического сырья в большинстве случаев требует выделения из смесей не фракций, а индивидуальных углеводородов иногда очень высокой степени чистоты.

Это объясняется тем, что управлять химическими реакциями воздействием температур, давлений и времен контакта легче, если в качестве сырья использовать только одно исходное вещество достаточной степени чистоты.

Наиболее часто как химическое сырье используются следующие компоненты природных газов: метан, этан, пропан и н -бутан; парафины: изобутан и изопентан; углеводороды С 9 -С 12 из конденсатов, сероводород и гелий.

Метан является исходным сырьем в производстве хлор - и фтор-производных, используемых для получения многих полимерных материалов. Этан является одним из лучших видов сырья для производства этилена, а также используется в производстве хлорпроизводных.

Применение этана или его смесей с метаном перспективно в производстве ацетилена. Пропан широко используется для получения этилена, этилена и пропилена, этилена и ацетилена методом пиролиза. н -Бутан является исходным сырьем для производства бутадиена и бутилена.

Изобутан применяется в производстве изобутилена и для хлорирования, сульфирования и др.; изобутилен полимеризуется в синтетический каучук - полиизобутилен, а также используется вместе с изобутаном в производстве изооктана - высокооктановой добавки к моторным топливам.

Изопентан служит добавкой к авиабензинам, так как он является высокооктановым топливом с высокими пусковыми характеристиками.

Кроме того, изопентан используется в производстве изопрена - сырья для получения полиизопренового каучука, амиловых спиртов, хлор - и сульфопроизводных. Все парафины изостроения легко алкилируются. Конденсаты газоконденсатных месторождений содержат фракции с температурами кипения до 300° С. Фракции до 200° С используются как растворители и моторное топливо, а фракции 200 - 300° С могут быть использованы в производстве моющих средств сульфохлорированием.

Таблица 1.

Показатели, которым должны удовлетворять газы, транспортируемые по магистральным трубопроводам

Общепринятой схемы разделения углеводородных газов нет и не может быть.

В каждом индивидуальном случае в зависимости от состава исходного газа, степени извлечения и чистоты целевых компонентов, производительности установки и многих других факторов на основании технико-экономического анализа может быть выбрана оптимальная схема разделения.

Отдельные процессы в установках разделения углеводородных газов, а также отдельные аппараты этих установок рассчитывают методами последовательного приближения. Такие расчеты могут быть произведены только на вычислительных машинах.

Углеводородные газы

. Состав сжиженных углеводородных газов

Под СУГ понимают такие индивидуальные углеводороды или их смеси, которые при норм. условиях находятся в газообразном состоянии, а при относительно небольшом повышении давления без изменения температуры или незначительном понижении температуры при атмосферном давлении переходит в жидкое состояние.

При нормальных условиях из предельных углеводородов (C n H 2 n +2) газами являются лишь метан, этан, пропан, и бутан. При О 0 С этан конденсируется в жидкость при повышении давления до 3 Мпа. Пропан до 0,47 Мпа, Н-бутан до 0,116 МПа, Изобутан до 0,16 МПа. Рассмотрим, какие углеводороды переходят в жидкое состояние при сравнительно небольшом понижении температуры и атмосферном давлении 4подходящей для практического применения являются пропан и бутан. На ряду с нормальными предельными углеводородами существуют изомерные соединения, отличающиеся характером расположения атомов углерода, а также некоторыми свойствами. Изомер бутана - изобутан.

Структура и ф-ла Н-бутана

СН 3 -СН 2 -СН 2 - СН 3

Изобутан:

Помимо предельных в состав СУГ встречаются также группа ненасыщ. Или непредельных углеводородов, характеризуются двойной или тройной связью между атомами углерода. Это этилен, пропилен, бутилен (нормальный и изомерный). Общая формула непредельных углеводородов с двойной связью С n Н 2 n . Этилен С2Н4 СН2=СН2. Для получения сжиженных углеводородных газов используется жирные природные газы, т.е. газы из нефтяных и конденсатных месторождений, содержащих большое количество тяжелых углеводородов. На газоперерабатывающих заводах их этих газов выделяются пропан-бутановую фракцию и газовый бензин(С5Н12). Технический пропан и бутан а также их смеси представляют собой сжиженный газ, используемый для газоснабжения потребителей.

Технические газы отличаются от чистых содержанием небольших количеств углеводорода и наличием примеси. Для технического пропана содержание С3Н8+С3Н6 (пропилен) д.б. не <93%. Содержание С2Н6 +С2Н4 (этилен) не > 4%. Содержание С4Н10+С4Н8 не >3%.

Для технического бутана: С4Н10+С4Н8 д.б. не <93%. С3Н8 +С3Н6 не> 4%. С5Н12+С5Н10 не >3%.

Для смеси тех. бутана и пропана содержание: С3Н8+С3Н6, С4Н10+С4Н8 д.б. не < 93%. С2Н6 +С2Н4 не> 4%. С5Н12+С5Н10 не >3%.

2. Технические сжиженные газы. Марки СУГ

Состав сжиженных газов, применяемых в газоснабжении выбираются с учетом климатических условий, где он используется. И определяется требованиями ГОСТ 20448 «Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления. Технические условия». Состав подбирается так, чтобы при низких температурах зимой упругость паров смеси была достаточной для нормальной работы регуляторов. А при высоких температурах летом не превышала мах давления, на которые рассчитаны баллоны и резервуары для СУГ. Согласно ГОСТ давление насыщенных паров смеси д.б. не менее 0,16 МПа при t=+45 0 C. Если сжиженный пропан может применяться при температурах от -35 до +45, то бутан в условиях с естественным испарением не м.б. использован при темературах ниже 0, хотя при t >0 он имеет значительное преимущество перед пропаном. Поэтому подбором состава сжиженного газа можно получать желаемые свойства.

ГОСТ на СУГ устанавливают 3 марки сжиженного газа:

1) Смесь пропана и бутана технических зимняя СПБТЗ

2) Смесь пропана и бутана технических летняя СПБТЛ

) Бутан технический

Деление смеси пропана и бутана на зимнюю и летнюю марки связано с наружными t-ми, определяющими упругость нас. паров сжиженных газов, находящихся в баллонах или подземных резервуарах.

Зимой в составе смеси д.б. больше пропана и пропилена, летом количество их м.б. уменьшено. С той же целью лимитируются мах содержание бутана и бутилена в смеси, т.к. при низких температурах они имеют малую упругость паров.

С учетом оптимальной упругости насыщенных паров ГОСТ предусматривает содержание пропана и пропилена в зимней марке не <75% по массе. А в летней марке и бутане техническим содержанием этих компонентов не нормируется. Сумма бутанов и бутиленов в зимней марке не нормируется, в летней не >60%, в бутане техническом не <60% по массе. Ограничение в составе сжиженных газов содержания лёгких компонентов (этан, этилен) связано с тем, что наличие значительного количества этих углеводородов приводит к резкому увеличению упругости паров. Например, при 35 0 C упругость насыщенных паров этана достигает 4,9 МПа. В то же время наличие незначительного количества легких компонентов в сжиженном газе повышает общее давление насыщенных паров смеси, что обеспечивает в зимнее время нормальное газоснабжение потребителей.

Наличие значительного количества пентана также недопустимо, т.к. это приводит к резкому снижению давления насыщенных паров и повышению точки росы (t-ра конденсации пентана около 3 0 C).

3. Свойство СУГ

Возможны 3 состояния сжиженного газа, в котором находятся при хранении и использовании:

1) В виде жидкости (жидкая фаза)

2) Пар (паровая фаза), т.е. насыщенные пары, находящиеся совместно с жидкостью в резервуаре или баллоне.

) Газа (когда давление в паровой фазе ниже давления насыщенных паров при данной температуре).

Свойства сжиженных газов легко переходят из одного состояния в другое, делает их особенно ценным источником газоснабжения, т.к. транспортировать и хранить их можно в жидком виде, а сжигать в виде газа. Т.о. при транспортировке и хранении используется преимущественно жидкие фазы, а при сжигании газообразные.

Упругость насыщенных паров газа - это важнейший параметр, по которому определяется рабочее давление в баллонах и резервуарах. Давление и температура сжиженных газов строго соответствует друг другу.

Упругость насыщенных паров СУГ изменяется пропорционально температуре жидкой фазы и является величиной строго определенной для данной температуры.

Во все уравнения, связывающие физические параметры газообразного или жидкого вещества входят абсолютное давление и температура. А в уравнения для технических расчетов прочности стенок баллонов, резервуаров - избыточное давление.

В газообразный составе СУГ тяжелее воздуха в 1,5-2,1 раза. В жидком состоянии они почти в 2 раза легче воды.

Скрытая теплота парообразование весьма незначительная (приблизительно 116кВт/кг), поэтому расход теплоты на испарение сжиженного газа составляет 0,7% от потенциально содержащейся в них тепловой энергии. Вязкость очень мала, что обеспечивает транспортировку СУГ по трубопроводом, но то же время благоприятствует утечкам. Для них характерны низкие пределы воспламенения воздуха (2,3% для пропана, 1,7% для бутана).

Разница между верхним и нижним пределами незначительна, поэтому при их сжимании допускается применение отношения воздух-сжиженный газ. Обладает невысокими t-ми воспламенения по сравнению с большинством горючих газов (510 0 C для пропана и 490 0 C для бутана). Возможно образование конденсата при снижении t до точки росы или при повышении давления. Сжиженные газы характеризуются низкой t-рой кипения и поэтому при испарении во время внезапного выхода из трубопровода или резервуара в атмосферу охлаждается до отрицательной t-ры. Жидкая фаза попадая на незащищенную кожу человека может привести к обморожению. По характеру воздействия оно напоминает ожог.

В отличии от большинства жидкостей, которые при изменении t-ры незначительно изменяют свой объём, жидкая фаза СУГ довольно резко увеличивает свой объем при повышении t-ры (в 16 раз больше чем вода).

Сжимаемость сжиженных газов по сравнению с другими жидкостями весьма значительна. Если сжимаемость воды принять за единицу, то сжимаемость нефти 1,56, а пропана 15. Если жидкая фаза занимает весь объем резервуара, то при повышении t-ры ей расширяться некуда, и она начинает сжиматься. Давление в резервуаре повышается. Повышение давления д.б. не больше допустимого расчетного, иначе возможна авария. Поэтому при заполнении резервуаров и баллонов предусматривается оставлять паровую подушку, т.е. заполнять их не полностью. Величина паровой подушки для подземных резервуаров составляет 10%, для подземных и баллонов 15%.

Сжиженные газы имеют более высокую, чем природные газы, объемную теплоту сгорания (приближенно в 3 раза выше).

Сжиженные газы нетоксичны, но низкие пределы воспламенения и медленная диффузия в атмосферу в сочетании отсутствия у них запаха, цвета и вкуса (как в жидком, так и в газообразном виде) диктует необходимость их одоризации.

4. Достоинства и недостатки СУГ

Как топливо сжиженные газы обладают всеми достоинствами природных газов. Кроме того для них можно отметить дополнительно:

Возможность создать у потребителя необходимый запас газа в жидком виде.

2. Простота транспортировки

Выделение наибольшего количества теплоты при сжигании

Отсутствие в составе СУГ коррозионно-активных веществ

Доступность использования в любом виде и в любых условиях

Недостатки СУГ:

Переменность состава и теплоты сгорания при естественном испарении

2. Малые значения низшей границы предела воспламенения

Плотность пропана и бутана больше плотности воздуха, что при утечках вызывает скопление СУГ в низких местах и создаются взрывоопасные ситуации

Низкая температура воспламенения

Возможность обморожения обслуживающего персонала при аварийных ситуациях

Большой коэффициент объёмного расширения

5. Диаграммы состояния сжиженных газов

Для расчёта процессов и оборудования необходимо знать взаимосвязь различных параметров СУГ с достаточной точностью. Это можно сделать по диаграммам состояния. По ним можно определить:

Упругость паров при данной температуре

2. Давление перегретых паров при данных условиях

Удельный объём и плотность жидкой, паровой и газовой фазы; их энтальпию

Степень сухости и влажности паров

Теплоту парообразования

Работу сжатия компрессором и повышения температуры при сжатии

Эффект охлаждения жидкости и газа при снижении давления (дросселировании)

Скорость истечения газа из сопел газогорелочных устройств

Диаграмма состояния строится на сетке из горизонтальных линий постоянных абсолютных давлений и вертикальных линий постоянных энтальпий. На сетку диаграммы наносят следующие точки и линии.

) Точка «К» критического состояния данного углеводорода по критическим давлению и температуре.

2) Пограничная кривая ПКЖ, проходящая через точку критического состояния и делящая диаграмму на 3 зоны:

I. Характеризует жидкую фазу

II. Парожидкостная фаза. Газовая фаза

Ветвь ЖК характеризует состояние насыщение жидкости при различных давлениях, а ветвь КП состояние насыщенного пара при этих давлениях.

4) Линии постоянной температуры изображаются ломаной ТЕМЛ с горизонтальным участком ЕМ (постоянное давление и температура при кипении жидкой фазы). Изотермы температур выше критической точки данного углеводорода изображается кривыми T’E’

) Линии постоянных удельных объёмов (изохоры)

ОБ - в области жидкой фазы

О’Б’ - в области парожидкостной фазы

Б’Б’’ - в области газовой фазы

Эти же линии соответствуют постоянной плотности

Точка О на пограничной кривой ЖК показывает удельный объём жидкой фазы.

Точка Б’ на КП - паровой фазы, находящейся в резервуарах или баллонах в эксплуатационных условиях

) Линии постоянной энтропии AD, A’D’ (адиабаты). Они используются при определении параметров углеводородов при сжатии их в компрессоре и при истечении из сопел газогорелочных устройств

Давление жидкой и паровой фазы в замкнутом объёме при заданной температуре определяется по точке пересечения изотермы с одной из пограничных кривых КМ или КП.

Давление в точке пересечения М и Е будет искомым. Если изотерма не пересекает пограничную кривую то это значит что при данной температуре газ не перейдёт в жидкое состояние, а давление его можно определить если известны его удельный объём, например изобара в точке пересечения изотермы T’E’ и изохоры Б’Б”.

Удельный объём насыщенной жидкости или пара можно определить по температуре или давлению в точке пересечения заданной изобары или изотермы с пограничными кривыми жидкости КМ или пара КП. Удельный объём газовой определяется по давлению и температуре в точке пересечения соответствующих изобар и изотерм.

Энтальпия жидкой паровой и газовой фазы определяется на оси абсцисс при заданных значениях давления и температуры в точке пересечения изобар с пограничными кривыми, линиями постоянной сухости или изотермами.

Теплота парообразования при заданном давлении определяется как разность энтальпий в точке Е и М заданной изобары с общими пограничными кривыми

Степень сухости пара Х определяется Л изобары с кривой постоянной сухости пара при данной энтальпии.

При расчёте процессов на диаграмму наносят вспомогательные линии. Так при дросселировании жидкой фазы от Р нач до Р кон наносят вертикальную линию МС (процесс идёт без подвода или отвода теплоты). Температура конца дросселирования определяется в точке С. Пересечение кривой сухости пара с изобарой Р кон показывает какое количество пара образовалось при дросселировании. Сжатие газа изображается на диаграмме адиабатами. Температура газа в конце сжатия определяется изотермой, проходящей через точку D’. Теоретическая работа сжатия 1кг газа определяется разностью теплосодержаний в точках D’ и A’.

Действительная работа сжатия будет несколько больше и определяется по формуле

Адиабатный КПД процесса сжатия (0,85-0,9)

6. Смеси газов и жидкостей. Пересчёт состава смесей

сжиженный углеводородный газоснабжение

Состав сжиженного газа в жидкой и паровой фазах может выражаться массовыми g i , объёмными y i и малярными долями для газов r i , для жидкостей Х.

Где m i - масса, кг

V i - объём, м 3

N i - число молей i-го компонента в смеси.

Для газовых (идеальных смесей) мольные и объёмные доли равны это следует из закона Авогадро

Пересчёт состава сжиженного газа из одного вида в другой производится следующим образом:

Для жидких смесей:

А) при известном массовом составе компонентов, объёмный и молярный состав определяется по формулам

Где ρ i и M i - соответственно плотность и молярная масса

Б) при заданном объёмном составе, массовый и молярный находятся по формулам

В) при известном молярном составе, массовый и объёмный определяются по формулам

Г) Для газовых смесей пересчёт из молярного в массовый производится по (5), а из массового в объёмный и мольный по (1) и (2).

7. Определение свойств СУГ

При известном составе сжиженного газа, давление смеси можно рассчитать по формулам:

Плотность газовой смеси заданного состава определяется:

Мольная доля i-ого компонента смеси

Плотность i-ого компонента смеси, кг/м 3

Она находится по таблице или рассчитывается по закону Авогадро:

Где - молекулярная масса i-ого компонента, кг/кмоль

Молекулярный объем i-ого компонента, м 3 /кмоль

Средняя плотность жидкой смеси при известном массовом составе определяется по формуле:

При известном молекулярном составе:

,

Где - плотность i-ого компонента входящего в жидкую смесь в жидкой фазе, кг/л

Плотность газовой смеси при повышенном давление находится из уравнения состояния для реальных газов.

,

Где - абсолютное давление (МПа) и t-ра смеси.

Газовая постоянная смеси, (Дж/кг К)

z-коэффициент сжимаемости, учитывающий отклонение реальных газов от з-нов идеальных газов.

Газовая постоянная смеси рассчитывается по универсальной газовой постоянной и по молекулярной массе смеси.

Коэффициент сжимаемости определяется по графику в зависимости от приведённых параметров (давление и температура) газа.

Среднее критическое давление и температура для смеси газов определяется по его составу.

Объем газа, получается при испарение смеси СУГ, м.б. найден по формуле:

Масса i-ого компонента смеси, кг

Молекулярная масса i-ого компонента смеси, кг/кмоль

V Mi -молекулярный объем i-ого компонента

Для подсчета низшей объемной температуры сгорания смеси СУГ используется следующая зависимость

Низшая объемная теплота сгорания i-ого компонента, кДж/м 3

Низшая массовая температура сгорания

Пределы воспламенения смеси СУГ, не содержащих балластных примесей, определяются:

L см - нижний или верхний предел воспламенения смеси газов.

Нижний или верхний предел воспламенения i-ого компонента.

. Схемы перелива СУГ. Перемещение СУГ за счет разности уровней

Существует ряд методов перемещения сжиженного газа из ж/д или автоцистерн в стационарные емкости. И наоборот, наполнения транспортных емкостей и баллонов из стационарных хранилищ. Свойства СУГ, являются кипящими жидкостями, с малой плотностью и температурой парообразования обусловливают специфичность для перемещения метода схем и оборудования.

СУГ перемещают:

за счет разности уровней

сжатием газов

с помощью подогрева или охлаждения

при помощи компрессора

при помощи насоса

взаимным вытеснением жидкости

За счет разности уровней

Использование гидростатического напора применяется при заполнении подземных резервуаров из железнодорожных и автоцистерн, а так же при разливе СУГ в баллоны, если позволяет рельеф местности. Что бы слить цистерны в резервуар, необходимо соединить их паровые и жидкостные фазы.

В сообщающихся сосудах жидкость устанавливается на одном уровне, поэтому жидкая фаза перетечет в нижестоящий резервуар.

Для создания достаточной скорости слива, при одинаковых температуре и давлении, в цистерне и резервуаре необходимо, что бы за счет гидростатического напора создавалась разность давлений не менее 0,7-0,1.

Минимальная необходимая величина гидростатического напора в этих условиях будет 14-20 метров жидкости.

В зимнее время цистерна имеет более низкую температуру, чем резервуар т.е. P газа в цистерне будет меньше, чем в резервуаре.

Поэтому для слива разность уровней должна компенсировать эту разность давлений

,

Где - давление газа в резервуаре, Па

Давление газа в цистерне

Плотность жидкой фазы СУГ, кг/м 3

Летом, в начальный момент слива, возможно расположение цистерн ниже резервуара. Но здесь скажется влияние температуры в резервуаре от более нагретой жидкости из цистерны, и величина перепада давления упадет примерно до 0. Слив прекратится. Поэтому летом, при сливе, паровые фазы автоцистерны и резервуара соединять не нужно.

«+» метода:

Простота схемы

2. Отсутствие механических агрегатов

Надежность работы всех узлов

Готовность схемы к работе в любой момент, независимо от наличия постороннего источника энергии

«-» метода:

Невозможность использования местности с гористым рельефом.

2. Большая продолжительность процесса.

Большие потери газа при отправлении его обратно в виде паров в слитых цистернах.

9. Газонаполнительные станции

ГНС являются базой снабжения систем газами и поставки потребителям сжиженных газов, поступающих с газобензиновых заводов.

На ГНС выполняются след. работы:

· -приём сжиженных газов от поставщика

· -слив сж. газов в свои хранилища

· -хранение СУГ в надземных, подземных или изотермических резервуарах, в баллонах или подземных пустотах.

· -слив неиспарившихся остатков из баллона и сж. газа из баллонов, имеющих к-л неисправности

· -разлив сж. газа в баллоны, передвижные резервуары и автоцистерны

· -приём пустых и выдача наполненных баллонов

· -транспортировка сж. газов по внутренней сети трубопровод

· -ремонт баллонов и их переосвидетельствование

Техническое обслуживание и ремонт оборудования на станции

В ряде случаев на ГНС производится:

· -заправка автомобилей, работающих на сж. газе из автозаправочной колонки

· -смешение паров газа с воздухом или низкокалорийными газами

· -выдача паров сж. газа газовоздушных и газовых смесей в гор. распределительные системы

Для выполнения этих операций на ГНС имеются след. подразделения и цеха:

· -сливная эстакада ж/д ветки или ввод тр-да с отключающими устройствами

· -база хранения СУГ, состоящая из надземных или подземных резервуаров, работающих под давлением, изотермич. резервуаров

· -насосно-компрессионый цех для слива СУГ их ж/д цистерн в хранилища и подача его для наполнения

· -цех для наполнения баллонов и слива из них неиспарившихся тяжёлых остатков

· -склад суточного запаса пустых и заполненных баллонов

· -колонки для заполнения автоцистерн

· -коммуникации жидкой и паровой фаз, связывающие все отделения ГНС и обеспечивающих их перемещение.

В зависимости от объёма хранилищ, способа установки резервуаров эти расстояния от 40 до 300 м.

Литература

1. Абрамочкин Е.Г.: Современная оптика гауссовых пучков. - М.: ФИЗМАТЛИТ, 2010

2. Алексеев Г.В.: Оптимизация в стационарных задачах тепломассопереноса и магнитной гидродинамики. - М.: Научный мир, 2010

Амусья М.Я.: Поглощение фотонов, рассеяние электронов, распад вакансий. - СПб.: Наука, 2010

Антонов В.Ф.: Физика и биофизика. - М.: ГЭОТАР-Медиа, 2010

Банков С.Е.: Электромагнитные кристаллы. - М.: ФИЗМАТЛИТ, 2010

Барабанов А.Л.: Симметрии и спин-угловые корреляции в реакциях и распадах. - М.: ФИЗМАТЛИТ, 2010

Белоконь А.В.: Математическое моделирование необратимых процессов поляризации. - М.: ФИЗМАТЛИТ, 2010

Бобошина С.Б.: Курс общей физики. - М.: Дрофа, 2010

Бройер Х.-П: Теория открытых квантовых систем. - Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2010

Виноградов Е.А.: Термостимулированные электромагнитные поля твердых тел. - М.: ФИЗМАТЛИТ, 2010

Вирченко Ю.П.: Случайные множества с марковскими измельчениями в одномерном пространстве погружения. - Белгород: БелГУ, 2010

Г.П. Берман и др.; пер. с англ. Е.В. Бондаревой; под науч. ред. С.В. Капельницкого: Магнитно-резонансная силовая микроскопия и односпиновые измерения. - Ижевск: Ижевский институт компьютерных исследований, 2010

Голенищев-Кутузов А.В.: Фотонные и фононные кристаллы. - М.: ФИЗМАТЛИТ, 2010

Дьячков П.Н.: Электронные свойства и применение нанотрубок. - М.: БИНОМ. Лаборатория знаний, 2010

Углеводородные газы являются более перспективным видом сырья, чем нефть, так как характеризуются лучшими экономическими показателями, более высокой технологичностью, легко транспортируются, содержат меньше примесей и перерабатываются по непрерывным легко автоматизируемым технологическим схемам.

По происхождению углеводные газы делятся на природные, попутные и нефтезаводские.

Природные газы добываются из пластов, не содержащих нефть, и содержат 80-98% метана, 0,5-2% углеводородов С 2 -С 4 и не более 0,7% углеводородов С 5 , Н 2 S и СО 2 . Различают тощие (96-98% метана) и жирные (менее 96% метана) природные газы. В группу природных газов включают также газы газоконденсатных месторождений. При добыче из них выделяется конденсат, содержащий жидкие углеводороды и значительное количество сероводорода. Из природных газов получают формальдегид, уксусную кислоту, синтез-газ, водород, ацетилен, сажу, метанол, растворители и хладоагенты (хлор- и фторпроизводные метана), нитросоединения и др. Большое количество природных газов используется в качестве бытового и промышленного топлива.

Попутные газы добываются вместе с нефтью в количестве порядка 50 м 3 /т. Они относятся к группе жирных газов, так как содержат значительное количество гомологов метана. Многие попутные газы содержат также благородные газы (гелий и аргон). Из попутных газов получают олефины, диены, благородные газы и используют в качестве топлива. Предварительно попутные газы разделяются на отдельные компоненты и газовый бензин на газофракционирующих установках (ЦГФУ) газобензиновых заводов.

Нефтезаводские газы образуются в процессах вторичной переработки нефти и угля; состав этих газов и направления их использования зависят от их происхождения. В каталитических процессах выход газов составляет 15-20%, в термических – 7-8%.

Уголь

Этот вид сырья является альтернативой нефти и газу, запасы которых быстро истощаются.

Уголь содержит органическую и неорганическую часть. Органическая часть представляет собой макроциклические полимеры сложного состава и строения. Неорганическая часть представлена производными кремния, алюминия, кальция, железа.

Основные процессы переработки угля – пиролиз (коксование и полукоксование), ожижение и газификация.

Пиролиз – нагрев угля до 500-600 0 С (полукоксование) или до 900-1200 0 С (коксование) без доступа воздуха. При этом образуется некоторое количество горючего газа, выделяются жидкие углеводороды, в основном, ароматические и получается кокс для металлургической промышленности.

Ожижение (гидрогенизация) осуществляется с целью получения искусственной нефти, которую затем перерабатывают в моторные топлива. Уголь в виде пасты гидрируется водорододонорными растворителями в присутствии катализаторов.

Газификация твердого топлива производится с целью получения искусственного газообразного топлива, восстановительных газов, синтез-газа (СО + Н 2). Суть процесса заключается в пропускании через раскаленный уголь газов различной природы. При использовании паров воды получают водяной газ, воздуха и кислорода – паровоздушные и парокислородные газы; иногда используют СО 2 , Н 2 и другие газы. Процессы газификации могут быть термическими и каталитическими.

Основным компонентом автономной системы газоснабжения является пропан-бутановая смесь. При этом многие не понимают, зачем смешивают пропан и бутан , ведь каждый газ может использоваться как самостоятельное топливо. Тем не менее, в некоторых регионах России данные углеводороды нельзя применять в чистом виде для газификации объектов, что связано с их физико-химическими свойствами и климатическим фактором.

Свойства СУГ

Чтобы понять, зачем смешивают пропан с бутаном, необходимо знать особенности каждого компонента, в том числе их взаимодействие с внешней средой. С точки зрения молекулярного строения они относятся к углеводородным соединениям, которые можно хранить в жидком состоянии, что значительно упрощает транспортировку и эксплуатацию.

Одним из условий образования жидкого газа является высокое давление, поэтому его хранят в специальных резервуарах под давлением 16 бар. Второе условие для перехода углеводородных газов из одного состояния в другое – внешняя температура воздуха. Пропан закипает при -43°С, тогда как преобразование из жидкого в газообразное состояние у бутана происходит при -0,5°С, что является основным отличием данных углеводородов.

Таблица с некоторыми другими свойствами данных газов

Дополнительную информацию о свойствах сжиженного углеводородного газа можно прочитать в статье: пропан-бутан для газгольдера – свойства и особенности применения .

Зачем смешивают пропан и бутан в автономной системе газоснабжения

Учитывая физико-химические характеристики насыщенных углеводородов, их применение во многом зависит от климатических условий. Сжиженный бутан в чистом виде не будет работать при отрицательных температурах. Тогда как применение чистого пропана противопоказано в условиях жаркого климата, поскольку высокая температура вызывает чрезмерное повышение давления в газовом резервуаре.

Так как для каждого региона нецелесообразно производить отдельную марку газа, с целью унификации ГОСТом предусмотрена смесь с определенным содержанием двух компонентов в рамках установленных норм. Согласно ГОСТ 20448-90 максимальное содержание бутана в данной смеси не должно превышать 60%, при этом для северных регионов и в зимнее время года доля пропана должно быть не меньше 75%.

Процентное соотношение газов в разное время года

Кстати, больше статей нашего блога о газификации — в этом разделе.

Технологический фактор

Помимо климатического фактора, существует технологическое обоснование того, зачем смешивают пропан и бутан. На нефтеперерабатывающих предприятиях в процессе переработки попутных газов пропан и бутан производятся в разных количествах. Поэтому для оптимизации сырьевой политики данные углеводороды смешивают между собой в определенной пропорции. При этом, независимо от технологии изготовления сжиженного углеводородного газа, процентное содержание двух составляющих должно находиться в рамках, установленных ГОСТом.

Ценовая политика при заправке СУГ

Стоимость пропана-бутана зависит от содержания в нем первого (более дорогого) компонента. Поэтому неудивительно, что «зимняя» смесь для заправки автономной системы газоснабжения будет дороже «летней». Однако, если какая-либо компания предлагает заправку по цене, значительно уступающей среднерыночной, тогда ее представителю необходимо задать следующие вопросы:

• Почему стоимость СУГ такая низкая?
• Какое соотношение пропана-бутана?
• Как этот состав будет работать зимой?
• Есть ли в наличии соответствующая техническая документация?
• Можно ли обратиться в компанию при возникновении проблем?

Будьте осторожны! Дешевая смесь может затем обойтись гораздо дороже.

Некоторые компании хитрят, предоставляя «зимнюю» смесь, которая не соответствует ГОСТу. Поэтому невысокая стоимость СУГ должна, как минимум, насторожить покупателя.

Чтобы избежать проблем с газификацией своего дома, обращайтесь в компанию «Промтехгаз», которая уже доказала свой профессионализм и надежность. О чем свидетельствуют хорошие позиции на рынке, и отсутствие отрицательных отзывов от клиентов.