WWW.DISS.SELUK.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
(Авторефераты, диссертации, методички, учебные программы, монографии)

 

Pages:   || 2 | 3 | 4 |

«ГОРЮЧИЕ ГАЗЫ, ДОБЫЧА И ТРАНСПОРТИРОВКА Учебное пособие Омск: 2006 Федеральное агентство по образованию Сибирская государственная автомобильно-дорожная академия (СибАДИ) В. Д. Г а л д и н ...»

-- [ Страница 1 ] --

В. Д. Г а л д и н

ГОРЮЧИЕ ГАЗЫ,

ДОБЫЧА И ТРАНСПОРТИРОВКА

Учебное пособие

Омск: 2006

Федеральное агентство по образованию

Сибирская государственная автомобильно-дорожная академия

(СибАДИ)

В. Д. Г а л д и н

ГОРЮЧИЕ ГАЗЫ,

ДОБЫЧА И ТРАНСПОРТИРОВКА

Учебное пособие Омск Издательство СибАДИ 2006 Федеральное агентство по образованию Сибирская государственная автомобильно-дорожная академия (СибАДИ) В. Д. Г а л д и н

ГОРЮЧИЕ ГАЗЫ,

ДОБЫЧА И ТРАНСПОРТИРОВКА

Учебное пособие Рекомендовано Новосибирским региональным отделением УМО вузов Российской Федерации по образованию в области строительства для использования в учебном процессе при подготовке специалистов, обучающихся по специальностям «Теплогазоснабжение и вентиляция» и «Городское строительство и хозяйство»

по направлению «Строительство»

Омск Издательство СибАДИ УДК 662. ББК 35. Г Рецензенты д-р техн. наук, проф. В.И. Гриценко (ОмГТУ), канд. техн. наук, доц. П.А. Лисин (ОмГАУ) Работа одобрена редакционно-издательским советом академии в качестве учебного пособия для специальностей 290500 "Городское строительство и хозяйство" и "Теплогазоснабжение и вентиляция" Галдин В.Д. Горючие газы, добыча и транспортировка: Учебное пособие.

Омск: Изд-во СибАДИ, 2006. 163 с.

Рассмотрены состав и свойства компонентов горючих газов; добыча природного газа, его транспорт и подземное хранение; основы газификации твердого топлива и технология получения биогаза.

Пособие предназначено для студентов специальностей 290500 "Городское строительство и хозяйство" и 290700 "Теплогазоснабжение и вентиляция", а также специалистов, работающих в области создания установок газоснабжения.

Табл. 13. Ил. 69. Библиогр.: 29 назв.

ОГЛАВЛЕНИЕ

Предисловие……………………………………………………………………………….. 1. Горючие газы, используемые для газоснабжения городов и промышленных предприятий ………………………………………………………………….




. 1.1. Основные свойства и состав газообразного топлива …………………………… 1.2. Природные газы …………………………………………………………………… 1.3. Искусственные газы ………………………………………………………………. 1.4. Уравнение состояния природного газа ………………………………………….. 1.5. Методы задания состава природного газа ………………………………………. 1.6. Фазовые диаграммы ……………………………………………………………… 1.7. Сжиженные углеводородные газы………………………………………………. 1.7.1. Свойства индивидуальных углеводородов, входящих в состав сжиженных газов …………………………………………………………... 1.7.2. Расчет состава двухфазной смеси углеводородов ………………………. 2. Добыча и обработка природного газа ……………………………………………… 2.1. Газовые месторождения ………………………………………………………….. 2.2. Добыча газа ……………………………………………………………………….. 2.3. Газы конденсатных месторождений …………………………………………….. 2.4. Сбор газа на нефтяных промыслах. Получение сжиженных углеводородных газов ……………………………………………………………………………….. 2.5. Система подготовки природного газа к транспортировке..……………………. 3. Транспорт газа на большие расстояния. Компрессорные станции……………. 3.1. Схемы и устройства магистральных газопроводов…………………………….. 3.2. Устройство компрессорных станций …………………………………………… 3.3. Технологические схемы компрессорных станций …………………………….. 3.4. Нагнетатели природного газа …………………………………………………… 3.5. Привод газоперекачивающих агрегатов ……………………………………….. 3.6. Схемы газотурбинных установок ………………………………………………. 3.7. Компоновка газоперекачивающих агрегатов ………………………………….. 3.8. Системы охлаждения транспортируемого газа на компрессорных станциях.. 4. Подземное хранение природного газа …………………………………………….. 5. Газификация твердого топлива ……………………………………………………. 5.1. Физико-химические основы газификации твердого топлива ………………… 5.2. Современное состояние дел в области получения синтез-газа из твердого топлива …………………………………………………………………………… 5.3. Автотермические технологии газификации …………………………………… 5.4. Аллотермические технологии газификации …………………………………… 5.5. Процессы каталитической газификации твердого топлива …………………... 5.6. Газификация жидкого топлива …………………………………………………. 6. Биогаз ………………………………………………………………………………….. 6.1. Современные технологии конверсии биомассы в топливо …………………… 6.2. Зарубежный опыт использования биомассы для получения биогаза.……….. 7. Горючие газы от технологических аппаратов …………………………………… Библиографический список …………………………………………………………… Приложение ……………………………………………………………………………… G массовый расход, кг/с;

Q холодопроизводительность, Вт;

коэффициент полезного действия (КПД);

R газовая постоянная, Дж/(кгК);

к показатель изоэнтропы;

µ молекулярная масса, кг/кмоль;

r объемная концентрация;

g массовая концентрация;

h энтальпия, кДж/кг;

s энтропия, кДж/(кгК);

МГ – магистральный газопровод;

КС – камера сгорания, компрессорная станция;

ПХГ – подземное хранилище газа;

ГРС – газораспределительная станция;

ГПА – газоперекачивающий агрегат;

НПГ – нагнетатель природного газа;

ГТУ – газотурбинная установка;

ТНД, ТСД, ТВД – турбина низкого, среднего и высокого давлений;

АВО – аппарат воздушного охлаждения;

КР – критический;

Ж – жидкий;

П – пар;

ПР – приведенный

ПРЕДИСЛОВИЕ





Развитие газовой промышленности и газоснабжения городов, поселков и промышленных предприятий на базе природных газов в России началось с середины 40-х годов прошлого века. В 1946 г. был сдан в эксплуатацию первый крупный магистральный газопровод Саратов – Москва производительностью 1,4 млн м3/сут, диаметром 300 мм и длиной 740 км. Пуск этого газопровода рассматривается как начало широкой газификации страны. За прошедший период газовая промышленность превратилась в важную отрасль хозяйства страны, а газотранспортные системы – в крупные топливоснабжающие системы страны.

Газовая промышленность России является образцом устойчивости и надежности в эпоху радикальных экономических реформ в нашей стране.

Особенно важное значение имеет создание величественного инженерного сооружения ХХ в. – Единой системы газоснабжения (ЕСГ). ЕСГ включает в себя уникальные газовые месторождения, технологический комплекс переработки газа, разветвленную сеть магистральных и распределительных газопроводов диаметром 1420 мм, общей протяженностью более полумиллиона километров и объекты подземного хранения газа. Система обеспечивает природным газом потребителей 66 субъектов Российской Федерации, а также 22 страны Европы и ближнего зарубежья.

Единая система газоснабжения только в границах России, не учитывая стран СНГ, Закавказья и Балтии, насчитывает:

• почти 154 тыс. км магистральных газопроводов высокого давления и большого диаметра;

• 263 компрессорные станции с 706 компрессорными цехами общей установленной мощностью более 43 млн кВт;

• 24 подземных хранилищ газа;

• более 3,5 тыс. газораспределительных станций.

Средняя дальность транспортировки газа только по России превышает 2,5 тыс. км. Все объекты ЕСГ в границах Российской Федерации обслуживаются 24 региональными газовыми компаниями по добыче и транспортировке газа, каждая из которых насчитывает в своем составе до нескольких тысяч специалистов; в целом же в газовой промышленности работают более 400 тыс. человек.

Темпы развития газотранспортных мощностей и надежность поставок природного газа потребителям позволили создать мощную и разветвленную инфраструктуру промышленного и бытового использования природного газа как в России, так и на европейском континенте. Голубое топливо стало синонимом света, тепла и многого другого, столь необходимого сегодня людям.

К настоящему времени сложилась следующая схема экспортных потоков:

• через территорию Украины – в Словакию, Чехию, Германию, Францию, Италию, Венгрию, Румынию, Болгарию, Грецию, Турцию, другие страны Балканского региона;

• в Польшу – через территорию Белоруссии и Украины;

• в Германию и Польшу – по газопроводу Ямал – Европа через территорию Белоруссии;

• в Финляндию – по территории Российской Федерации;

• в Турцию – по газопроводу «Голубой поток» через Черное море;

• в страны Балтии и Закавказья;

• транзит среднеазиатского газа на Украину и Кавказ.

Дальнейшие экспортные поставки планируются и по новым направлениям.

В декабре 2005 г. состоялась сварка первого стыка российского сухопутного участка Северо-Европейского газопровода. Это принципиально новый маршрут транспортировки природного газа. Газопровод значительно повысит надежность и гибкость поставок газа из России. Этот проект, рассчитанный на долгосрочную перспективу, направлен на удовлетворение растущих потребностей объединенной Европы в российском газе.

В конце 2005 г. в ОАО «Газпром» рассматривалась программа создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран Азиатско-Тихоокеанского региона.

Значительному росту использования газа в хозяйстве страны способствует его низкая себестоимость. Газ является высококачественным и самым дешевым топливом. Применение газа в качестве топлива позволяет значительно улучшить условия быта населения, повысить санитарногигиенический уровень производства и оздоровить воздушный бассейн в городах и промышленных центрах.

В настоящее время во всем мире наблюдается повышенный интерес к использованию биомассы как альтернативного источника энергии. Биотехнологическая конверсия биомассы в биогаз осуществляется при переработке отходов сельского хозяйства, осадков канализационных очистных сооружений, полигонов твердых бытовых отходов. Биогаз имеет теплоту сгорания, сравнимую с керосином, углем, дровами, и может быть использован для теплоэнергоснабжения небольших зданий.

1. ГОРЮЧИЕ ГАЗЫ, ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ ДЛЯ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ

ГОРОДОВ И ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ

1.1. Основные свойства и состав газообразного топлива Газообразное топливо представляет собой смесь горючих [углеводороды, водород (Н2) и окись углерода (СО)] и негорючих [азот (N2), двуокись углерода (СО2) и кислород (О2)] газов и примесей (водяные пары, сероводород, пыль). Искусственные газы могут содержать аммиак, цианистые соединения, смолу и пр. От вредных примесей газообразное топливо очищают. По ГОСТ 5542-50* содержание вредных примесей в граммах на 100 м газа, предназначенного для газоснабжения городов, не должно превышать:

сероводорода – 2, аммиака – 2, цианистых соединений в пересчете на синильную кислоту (НСN) – 5, смолы и пыли – 0,1, нафталина – 10 (летом) и 5 (зимой).

Природный газ не содержит аммиака, цианистых соединений и нафталина. Отклонение теплоты сгорания топлива от номинального значения не должно быть более ± 10 %.

Для газоснабжения применяют влажные и сухие газы. Содержание влаги не должно превышать количества, насыщающего газ при t = 20 0С (зимой) и 35 0С (летом). Влагосодержание насыщенного газа в зависимости от его температуры приведено в табл. 1.1.

Зависимость влагосодержания насыщенного газа от температуры Влагосодержание в при 0 0С и 101,3 кПа При транспортировке газа на большие расстояния его предварительно осушают. Большинство искусственных газов имеет резкий запах, что облегчает обнаружение утечки газа из трубопроводов и арматуры. Природный газ не имеет запаха. До подачи в сеть его одорируют, т.е. придают ему резкий неприятный запах, который должен ощущаться при концентрации в воздухе, равной 1 %.

Запах токсичных газов должен ощущаться при концентрациях, допустимых санитарными нормами. Сжиженный газ, используемый коммунально-бытовыми потребителями, по ГОСТ 10196-62 не должен содержать сероводорода более 6 г на 100 м3 газа, а его запах должен ощущаться при содержании в воздухе 0,5 %.

Концентрация кислорода в газообразном топливе не должна превышать 1 % исходя из соображений взрывобезопасности и защиты газового оборудования от коррозии. При использовании для газоснабжения смеси сжиженного газа с воздухом концентрация газа в смеси составляет не менее удвоенного предела воспламеняемости.

Физические характеристики некоторых газов приведены в табл. 1.2 и 1.3.

Используя данные этих таблиц, можно рассчитать теплоту сгорания, плотность и другие характеристики газового топлива, зная объемную или массовую концентрации компонентов.

Рассмотрим некоторые свойства горючих газов.

Метан (СН4) – горючий газ без цвета, запаха и вкуса. Не токсичен, но при большой концентрации в воздухе вызывает удушье.

К тяжелым углеводородным газам, имеющим формулу СnH2n+2, относятся: этан, пропан, бутан. Все эти газы не имеют цвета, запаха и вкуса, не токсичны. Их физические свойства зависят от величины молекулярной массы µ.

Чем больше µ, тем выше плотность тяжелых углеводородов, больше теплотворная способность, больше требуется воздуха для сжигания 1 м тяжелых углеводородов.

К непредельным тяжелым углеводородным газам (СnH2n) относятся:

этилен (С2Н4), пропилен (С3Н6), бутилен (С4Н8). Их свойства изменяются с увеличением µ так же, как и у тяжелых углеводородов.

температура, К (-146,9) (+35,55) 33,19 (-140,8) (+31,04) (-118,6) (-140,2) (0С) давление, МПа плотность, кг/м ление, МПа плотность, кг/м кПа, К Негорючие (балластные) газы.

1. Азот (N2) – инертный газ без цвета, запаха и вкуса. На долю азота в воздухе приходится 79 %.

До температур 1400 0С азот не реагирует с воздухом, а при более высоких температурах образует оксиды азота, которые оказывают более вредное воздействие на человека, чем оксид углерода. Предельно допустимая норма оксидов азота в атмосферном воздухе 0,085 мг/м3.

2. Диоксид углерода (СО2) является инертным газом со слегка кисловатым запахом и вкусом.

3. Кислород (О2) входит в состав атмосферного воздуха в виде второй составляющей в количестве 21 %.

Примеси. Концентрация водяных паров (Н2О) в природном газе, подаваемом бытовым и промышленным потребителям, не должна превышать 5001000 г на 100 м3 природного газа.

Сероводород (Н2S) – бесцветный газ, имеющий запах испорченных яиц, является ядом и оказывает раздражающее действие на дыхательные пути и глаза. Н2S – коррозионно-агрессивный газ.

Воспламенение газов. Воспламенение газов может происходить только в том случае, если их содержание в газовоздушной смеси находится в определенных пределах, которые называются пределами воспламеняемости или взрываемости.

Существует верхний и нижний пределы воспламеняемости. Например, для метана нижний предел составляет ~ 5 % содержания его в газовоздушной смеси, а верхний ~ 15 %. Вне этих пределов метановоздушные смеси не горят и не взрываются.

При чрезмерно малом содержании горючего газа в газовоздушной смеси, например, метана менее ~ 5 % теплоты от запального устройства оказывается недостаточно для доведения соседних слоев газовоздушной смеси до температуры воспламенения. В данном случае смесь оказывается "бедной". Она слишком разбавлена балластными компонентами (азотом и кислородом) и вообще не способна к воспламенению. Аналогичное явление происходит в газовоздушной смеси, когда имеется избыточное количество метана (более 15 %). Здесь газовоздушная смесь получается "богатой", и для ее нормального воспламенения не хватает кислорода, который является окислителем.

В табл. 1.4 показаны пределы воспламеняемости отдельных горючих газов.

Пределы воспламеняемости горючих газов Явление взрыва газов может возникнуть при нарушении правил розжига переведенных на газ котлов, при негерметичных задвижках газовой аппаратуры и вышедшей из строя защитной автоматике. При этом топка и газоходы котлов могут заполняться взрывоопасной смесью. Если в такую газоопасную смесь попадает источник воспламенения, то происходит взрыв.

При взрыве всего объема газовоздушной смеси масса ее тут же превращается в продукты сгорания. Последние, восприняв теплоту реакции взрыва, мгновенно расширяются и оказывают динамическое давление на стенки топки и газоходов. Максимальное давление, возникающее при взрыве смеси природного газа с воздухом, находится в пределах 0,440,75 МПа. Взрывная волна возникает в топке и распространяется по газоходам практически мгновенно, со скоростью примерно 1 км/с.

Для газоснабжения городов и промышленных предприятий в настоящее время широко применяют природные газы, представляющие собой смесь различных углеводородов метанового ряда. Природные газы не содержат водорода, окиси углерода и кислорода. Содержание азота и углекислого газа обычно бывает невысоким. Газы некоторых месторождений содержат в небольших количествах сероводород.

Природные газы можно подразделить на три группы.

1. Газы, добываемые из чисто газовых месторождений. Они в основном состоят из метана и являются тощими или сухими. Тяжелых углеводородов (от пропана и выше) сухие газы содержат менее 50 г/м3.

2. Газы, которые выделяются из скважин нефтяных месторождений совместно с нефтью, называются попутными. Кроме метана они содержат значительное количество тяжелых углеводородов (обычно свыше 150 г/м3) и являются жирными газами. Жирные газы – это смесь сухого газа, пропан-бутановой фракции и газового бензина.

3. Газы конденсатных месторождений состоят из смеси сухого газа и паров конденсата, который выпадает при снижении давления (процесс обратной конденсации). Пары конденсата – это смесь паров тяжелых углеводородов, содержащих С5 и выше (бензина, лигроина, керосина).

Низшая теплота сгорания сухих газов, добываемых в России, составляет 3100038000 кДж/м3. Теплота сгорания попутных газов выше и изменяется от 38000 до 63000 кДж/м3.

В приложении приведены средние составы и характеристики природных газов некоторых месторождений России.

На газобензиновых заводах из попутных газов выделяют газовый бензин и пропан-бутановую фракцию, которую используют для газоснабжения городов в виде сжиженного газа.

При термической переработке твердых топлив в зависимости от способа переработки получают газы сухой перегонки и генераторные газы, которые весьма редко применяют для газоснабжения городов и промышленности.

Сухая перегонка твердого топлива представляет собой процесс его термического разложения, протекающего без доступа воздуха. Различают следующие процессы: бертирование (450620 К), полукоксование (770970 К) и коксование (11701370 К).

Бертирование, являясь начальной стадией пирогенетического разложения, характеризуется образованием и выделением пирогенетической воды, двуокиси и окиси углерода.

Полукоксование твердых топлив характеризуется повышенным выходом паро- и газообразных летучих веществ и образованием полукокса.

Коксование – процесс глубокой термической переработки твердого топлива, осуществляемый с целью получения кокса. Одновременно с коксом получается и коксовый газ.

На рис. 1.1 представлена принципиальная схема коксохимического производства из каменного угля. При нагревании каменного угля без доступа воздуха сложные органические вещества, входящие в его состав, постоянно разлагаются с образованием ряда продуктов (рис. 1.2). Летучие продукты поступают в общий газосборник (см. рис. 1.1), где из них конденсируются каменноугольные смолы и вода, в последней растворяются аммиак, сероводород, фенол и другие вещества.

Коксовый газ охлаждают и пропускают через электрофильтры для отделения смолы. Затем из несконденсировавшегося газа извлекают аммиак и ароматические углеводороды (бензол). С целью извлечения аммиака газ пропускают через раствор серной кислоты и получают сульфат аммония – азотное удобрение. Из коксового газа выделяются водород и этилен для различных синтезов.

Коксовый газ после очистки используется как газовое топливо. Средний объемный состав очищенного коксового газа, % [27]:

Загрузочные отверстия Камеры для коксования Регенераторы для нагревания газа и воздуха Вагон для кокса Рис. 1.1. Принципиальная схема коксохимического производства:

а – коксовая печь; б – выталкивание кокса из печи Кокс Газификация – термический процесс переработки топлива, в котором углерод топлива, взаимодействуя с газообразным окислителем (кислородом и водяным паром), образует горючие газы: окись углерода и водород.

Продуктами газификации топлива являются горючий газ, зола и шлаки.

Аппараты, в которых осуществляется газификация топлива, называют газогенераторами.

После отмывки от СО2 газ газификации бурых углей содержит, %:

Теплота сгорания газа (низшая) QН = 16,821,0 МДж/м3.

Уголь можно газифицировать под землей. В этом случае получается газ подземной газификации. Этот газ имеет невысокую теплоту сгорания и используется как местное энергетическое топливо.

1.4. Уравнение состояния природного газа Идеально газовое состояние характеризуется отсутствием сил взаимодействия между молекулами (практически настолько малым значением этих сил, что их влиянием можно пренебречь). При высоких температурах и низких давлениях, когда расстояния между молекулами велики, при расчетах можно принимать реальные газы за идеальные.

Все компоненты природного газа (ПГ) при атмосферном или близком к нему давлении и диапазоне температур 0 … + 100 0С полностью подходят под понятие идеального газа. Такие условия работы характерны для газораспределительных сетей среднего и низкого давлений. Поэтому для природного газа термическое уравнение состояния имеет следующий вид:

или где p,, Т, RПГ, V, m – давление, удельный объем, температура, газовая постоянная, объем и масса природного газа.

Поведение природного газа описывается законами Дальтона.

1. Смесь идеальных газов также является идеальным газом, т.к. между молекулами газовой смеси отсутствуют силы взаимодействия. Для природного газа верно соотношение 2. Каждый газ в природном газе занимает весь объем смеси. Это связано с тем, что расстояние между молекулами газа во много раз больше размеров молекул. Поэтому молекулы одного газа могут находиться между молекулами другого.

3. Давление природного газа равно сумме парциальных давлений рi отдельных газов:

Под парциальным давлением понимают такое давление, которое имел бы газ, входящий в состав смеси, если бы он находился в том же объеме и при той же температуре, что и в смеси.

1.5. Методы задания состава природного газа Состав ПГ может быть задан по абсолютному массовому составу, т.е.

заданы массы отдельных газов в ПГ: G1, G2,, Gn. Масса ПГ Если разделить (1.4) на G, получим состав природного газа по относительному массовому составу:

или где g1 = G1 / G – относительная массовая доля первого газа в ПГ (массовая концентрация).

Задание ПГ по объемному составу основывается на понятии "приведенного" объема каждого газа в ПГ. Каждый газ в ПГ занимает весь объем смеси V, имеет свое парциальное давление и температуру природного газа Т. Для первого газа в ПГ уравнение состояния имеет вид Если сжать этот газ так, что его давление станет равно давлению природного газа р (при той же температуре), то в этом состоянии где V1 – приведенный объем первого газа в природном газе.

Поэтому Для второго газа Сложив эти равенства почленно, получим Сумма приведенных объемов газов в смеси равна объему смеси.

Если разделить предыдущее соотношение на V:

то r1 = V1 / V представит собой относительную объемную долю первого газа в смеси (объемную концентрацию первого газа), Формулы для перехода от массового состава к объемному и наоборот имеют следующий вид:

где µПГ – мольная масса природного газа, или Газовая постоянная RПГ природного газа подсчитывается из соотношения после предварительного определения µПГ.

Проверкой правильности расчетов могут служить соотношения Парциальное давление компонентов природного газа Правильность подсчетов можно проверить по соотношению Удельный объем природного газа можно определить из уравнения идеального газа (2.1) Состав смеси газов может быть задан мольными долями. Мольная концентрация i-го компонента где Ni – число молей i-го компонента; N – число молей смеси.

На основании закона Авогадро можно показать, что для газовых (идеальных) смесей мольные и объемные концентрации равны:

Теплота сгорания газа определяется как сумма произведений величины теплоты сгорания горючих компонентов на объемные доли:

где ri – объемная доля i-го горючего компонента; QBi, QHi высшая и низшая теплота сгорания i-го компонента.

1. По известному объемному составу природного газа определить его молекулярную массу и газовую постоянную, парциальное давление и массовые доли компонентов, плотность, теплоту сгорания и удельный объем смеси при давлении р = 101300 Па и температуре t = 0 0С. Сравнить результаты со справочными данными. Дать физическое определение полученных величин.

2. Используя данные задачи 1, определить плотность природного газа при нормальных условиях, а также при изменении температуры в течение года от t1 = - 40 0С до t2 = 30 0С. В какой зоне помещения будет скапливаться газ при утечке из газопровода?

3. Газовый счетчик при избыточном давлении р = 0,5 МПа и температуре t = 20 0C показал расход газа V = 3000 + 300nВ, м3, где nВ – номер варианта. Пересчитать расход газа на стандартные условия.

4. Давление газа в железнодорожной цистерне объемом 98 м3, заполненной метаном, упало с р1 = 20 + nВ, ати, до р2 = 15 ати, где nВ – номер варианта. Определить утечку газа, если температура газа t = 20 + nВ, 0С.

5. Концевой участок магистрального газопровода длиной 10 км и диаметром 1400 мм используется для аккумуляции газа с целью покрытия суточной неравномерности потребления. Максимально допустимое давление газа при аккумуляции рmax, минимальное при потреблении рmin. Определить, на сколько часов работы котельной хватит газа, накопленного в газопроводе при нормальных условиях, если мощность котельной Q, а КПД равен 0,65.

На рис. 1.3 представлена фазовая рT-диаграмма основных компонентов природного газа, имеющих плоскую поверхность раздела фаз. Равновесное состояние твердой и газообразной фаз соответствует кривой СА, жидкой и твердой фаз – кривой АВ, а жидкой и парообразной – кривой АК.

Рис. 1.3. Фазовая диаграмма для компонентов природного газа Справа от кривой САК располагается область газообразной фазы, между кривыми АВ и АК – жидкая фаза, а слева от кривой АВ – твердая фаза.

В тройной точке (точке А) вещество может одновременно находиться в трех фазах – твердой, жидкой и газообразной.

Если давление р рА, то вещество при нагревании будет непосредственно переходить в газообразное состояние, т.е. сублимировать. При р рА вещество будет переходить в жидкое состояние, а при дальнейшем нагревании – в газообразное. Такой переход имеет место до критического давления рКР и критической температуры ТКР. В критической точке К исчезает различие между жидкостью и паром. Выше критической точки существование вещества в двухфазном состоянии невозможно.

Следует отметить, что при изменении давления температура кипения жидкости (кривая АК) и температура сублимации вещества (кривая АС) также изменяются. Каждому давлению соответствует определенная температура кипения и сублимации, называемая температурой насыщения. Каждой температуре соответствует определенное давление парообразования и сублимации, называемое давлением насыщения.

Важное значение для понимания процессов, анализа и расчетов компонентов природного газа имеют диаграммы р, Тs и hs (рис. 1.4). Рассмотрим характерные особенности этих диаграмм.

В р -диаграмме (рис. 1.4, а) линия плавления изображается в виде прямой, параллельной оси ординат, если жидкость практически несжимаемая. Эта линия является и изотермой. Точка пересечения линии плавления и линии кипящей жидкости соответствует состоянию кипящей жидкости в тройной точке. Влажный пар представляет собой смесь частиц жидкости и сухого пара и характеризуется степенью сухости х, которая показывает долю сухого пара в 1 кг влажного пара.

В Тs-диаграмме (рис. 1.4, б) площадь под кривой процесса характеризует количество подведенной или отведенной теплоты. Так, площадь под линией 1-2 характеризует теплоту qЖ, подведенную к жидкости при доведении ее до состояния кипения; площадь под линией 2-3 теплоту парообразования L; площадь под линией 3-4 – теплоту перегрева пара qПЕР.

В hs-диаграмме (рис. 1.4, в) начальной точкой для отсчета энтальпии и энтропии является тройная точка. Изобары-изотермы в области влажного пара представляют собой наклонные прямые линии. В области перегретого пара изобары приобретают выпуклость, направленную книзу, а изотерма круто поворачивает направо, асимптотически стремясь к горизонтали. Последнее связано с тем, что по мере удаления от области насыщения и падения давления перегретый пар по своим свойствам приближается к идеальному газу, для которого энтальпия является однозначной функцией температуры.

рКР Рис. 1.4. Фазовые диаграммы компонентов природного газа На рис. 1.4 а, б: 1-2 – процесс нагревания жидкости до состояния кипения; 2-3 – процесс парообразования; 3-4 – процесс перехода пара в перегретое состояние.

Расчеты процессов сжиженных углеводородных газов удобно производить с помощью lgрh-диаграммы (рис. 1.5) и термодинамических таблиц углеводородов (табл. 1.5).

Рис. 1.5. Фазовая диаграмма для компонентов природного газа В области влажного пара каждому значению температуры соответствует определенное давление. Это давление насыщенных паров. С ростом температуры давление насыщенных паров увеличивается: так, для пропана при t = 40 0С р = 0,11 МПа (см. табл.1.5), а при t = 40 0С р = 1,37 МПа.

Из приведенных значений следует, что в области температур атмосферного воздуха пары пропана имеют достаточное давление для использования их в качестве газообразного топлива. Кривая давления насыщенного пара от температуры заканчивается критической точкой. Для пропана tКР = 95, С, а рКР = 4 МПа (см. табл. 1.5).

1.7.1. Свойства индивидуальных углеводородов, входящих Для газоснабжения городов и промышленности используются сжиженные углеводородные газы. Эти газы при температуре окружающего воздуха и атмосферном давлении находятся в газообразном состоянии, а при относительно небольшом повышенном давлении (без снижения температуры) переходят в жидкости.

В табл. 1.5 приведены некоторые свойства углеводородов, входящих с состав сжиженных газов.

Основным источником получения сжиженных газов являются попутные нефтяные газы и газы конденсатных месторождений, которые на газобензиновых заводах разделяют на этан, пропан, бутан и газовый бензин.

Технические пропан и бутан, а также их смеси представляют собой сжиженные газы, используемые для газоснабжения потребителей.

Технические газы в отличие от чистых содержат небольшое количество углеводородов, легче пропана и тяжелее бутана, а также газообразные примеси.

На нефтеперерабатывающих заводах получают предельные и непредельные углеводороды.

Предельные углеводороды – пропан-пропилен и бутан-бутилен можно использовать для газоснабжения. Непредельные углеводороды реакционноспособные – являются ценным сырьем для производства синтетических продуктов.

Основные компоненты сжиженных углеводородных газов (пропан и бутан) относятся к насыщенным углеводородам открытого строения алканам. Их общая химическая формула CnH2n+2. Алканы представляют собой бесцветные вещества с характерным запахом нефти, практически нерастворимые в воде. Они мало активны и трудно вступают в соединения с другими веществами. Метан СН4 и этан СН3-СН3 (С2Н6) являются газами.

Метан можно сконденсировать при температуре ниже – 82,1 0С, а этан ниже + 32,3 0С.

Пропан СН3СН2СН3 (С3Н8), нормальный бутан СН3СН2СН2СН (С4Н10) и изобутан СН3СНСН3 (С4Н10) при нормальных условиях нахоСН дятся в газообразном состоянии, но при незначительном повышении давления до 0,47 МПа (пропан), 0,115 МПа (бутан) и 0,16 МПа (изобутан) при t = 0 0С они конденсируются в жидкость.

Это свойство выгодно выделяет пропан-бутановые смеси и делает их особенно ценными источниками газоснабжения, ибо транспортировать и хранить их можно в виде жидкостей, а сжигать в виде газа.

Таким образом, при транспортировании и хранении используют преимущества жидкой фазы, а при сжигании – газообразной.

Пентан С5Н12 – летучая жидкость, входит в состав газового бензина.

Высшие углеводороды – твердые тела.

Давление насыщенных паров рН, плотность жидкости Ж, плотность насыщенного пара П газ не должен содержать значительных качеств этана, а для недопустимого снижения давления насыщенного пара – пентана.

Некоторые физико-химические свойства углеводородов, входящих в состав сжиженных газов, приведены в табл. 1.6.

Как отмечалось выше, основной особенностью и положительным свойством сжиженных углеводородных газов является способность сжижения при сравнительно небольшом давлении. Поэтому в отличие от систем, использующих сухой (тощий) газ, элементы систем снабжения сжиженными газами необходимо рассчитывать, исходя из свойств жидкой и паровой фаз с учетом превращений. Эти расчеты проводят на основании таблиц (см.

табл. 1.5) и диаграмм состояния углеводородов.

Некоторые физико-химические свойства углеводородных газов, Пример 1. Определить давление насыщенного пара рН пропана и плотность его жидкой Ж и паровой П фаз. Пропан находится в баллоне при температуре t = 25 и 16 0С.

Решение. 1. Определяем параметры пропана при t = 25 0С. По рh-диаграмме рН = 0,2 МПа; удельный объем жидкости Ж = 1,78 л/кг = = 1,7810-3 м3/кг (на пограничной кривой жидкости).

Плотность жидкости По табл. 1.5 получаем рН = 0,200 МПа; Ж = 0,559103 кг/м3; П = = 4,62 кг/м3.

2. Определяем параметры пропана при t = 16 0С. По рh-диаграмме рН = 0,73 МПа; Ж = 0,501103 кг/м3 ; П = 15,4 кг/м3. По табл. 1.5 рН = = 0,748 МПа; Ж = 0,505103 кг/м3; П = 15,97 кг/м3.

Анализ результатов показывает, что с повышением температуры давление насыщенного пара увеличивается, плотность пара также растет, а плотность жидкости несколько уменьшается.

Пример 2. После заполнения баллона пропаном объем жидкой фазы составил 90 % объема баллона. Температура t = 10 0С. С повышением температуры объем паровой подушки будет уменьшаться. Определить, при какой температуре баллон будет заполнен жидкостью.

Решение. 1. При t = 10 0С Ж = 0,514 кг/л (см. табл. 1.5). Тогда масса жидкого пропана в баллоне будет где V – объем баллона, л.

2. При t = 10 0С плотность пара П = 13,6 кг/м3. Масса парообразного пропана в баллоне (кг) будет 3. Общая масса пропана в баллоне (кг) Доля массы паровой фазы составляет МП / М = 2,9 %.

4. Плотность жидкости, когда она полностью заполнит баллон, Согласно рh-диаграмме этой плотности соответствует температура (на линии насыщения) t = 39 0С.

Искомую температуру можно найти и с помощью табл. 1.5. Для этого определяем плотность жидкости для температур 35 0С Ж = 0,474 кг/л и 40 0С Ж = 0,464 кг/л. Далее температуру, соответствующую Ж = = 0,466 кг/л, определяем линейным интерполированием.

Следовательно, когда температура пропана повысится до 39 0С, паровая подушка полностью исчезнет, и при дальнейшем повышении температуры жидкость будет расширяться, расти давление в баллоне и напряжение его стенок, что может привести к разрыву баллона.

Пример 3. В баллон емкостью V = 50 л заливают 20 кг пропана насосом под давлением. После установления термодинамического и теплового равновесия температура пропана и баллона становится равной t = 15 0С. Определить давление, которое установится в баллоне, количество и объем жидкой и паровой фаз.

Решение. 1. Предположим, что в баллоне образовалась паровая подушка, тогда давление в нем будет равно давлению насыщения рН для пропана при 15 0С. Если в баллоне однофазная система (жидкость), то давление может быть больше рН. По табл. 1.5 рБАЛ = рН = 0,73 МПа.

2. Плотность жидкой и паровой фаз при давлении насыщения определяем по табл. 1.5 или lgh-диаграмме (по нижней и верхней пограничным кривым): Ж = 0,507 кг/л; П = 15,51 кг/м3.

3. Определяем объем паровой подушки VП и жидкости VЖ, учитывая, что их суммарная масса равна 20 кг, а VП + VЖ = 50 л.

отсюда VП = 10,9 л; VЖ = 50 – VП = 50 – 10,9 = 39,1 л.

4. Определим массы пара и жидкости:

МП = (10,9 / 1000) 15,51 = 0,17 кг; МЖ = 39,1 0,507 = 19,8 кг.

Пример 4. Температура пропана в баллоне t = 30 0С. Пары его проходят через регулятор, где их давление снижается до 0,128 МПа. Определить температуру пропана после регулятора и величину перегрева паров.

Решение. 1. Из баллона выходит насыщенный пар, поэтому его состояние в рh-диаграмме будет соответствовать точке пересечения изотермы t = 30 0С и пограничной кривой пара (рис. 1.6, точка 1). Давление в баллоне рН = 1,07 МПа.

2. Процесс дросселирования на клапане протекает при постоянной энтальпии. Поэтому для определения конечного состояния через точку проводим линию h = const до пересечения с линией р = 0,128 МПа (точка 2). Через эту точку проходит изотерма t = 9 0С. Процесс дросселирования изображен линией 1-2. Температура пропана при этом снижается на t = = 30 – 9 = 21 0С.

Рис. 1.6. Процесс дросселирования Определить количество испаряющегося пропана и его температуру в баллоне.

Коэффициент теплопередачи от воздуха к жидкому пропану принимаем равным 9,3 Вт/(м2К).

Решение. 1. Рассмотрим процесс трансформации теплоты и фазовых превращений, который наблюдается при стабильном режиме работы установки. Тепловой поток из помещения поступает через стенки баллона к жидкому пропану и расходуется на его испарение. Необходимое количество испарившегося пропана определяется нагрузкой плиты. Отсюда с увеличением нагрузки увеличивается тепловой поток, поступающий в баллон в результате изменения температурного напора между воздухом помещения и пропаном в баллоне. В результате этого с увеличением нагрузки температура в баллоне будет снижаться.

Значение температуры можно определить из следующих равенств: поток теплоты из окружающей среды в баллон равен расходу теплоты на испарение пропана; масса испарившегося пропана, умноженная на его теплоту сгорания, равна тепловой нагрузке плиты. Из этих равенств находят все тепловые потоки и параметры жидкой и паровой фаз пропана.

2. Количество пропана МПР, необходимого для работы плиты, определяем исходя из нагрузки плиты QПЛ = 9,3 кВт и теплоты сгорания пропана QН = 46400 кДж/кг:

3. Зная количество пропана, которое необходимо испарить в баллоне, определяем тепловой поток из окружающей среды в баллон и температуру в баллоне:

где r – скрытая теплота испарения, кДж/кг; k – коэффициент теплопередачи от окружающей среды к жидкому пропану, Вт/(м2К); F – поверхность нагрева (в данном случае смоченная поверхность, м2). Тепловым потоком, поступающим через стенки, омываемые воздухом и парами пропана, можно пренебречь; tOC и tНАС – температура окружающей среды и пропана.

Так как r зависит от tНАС, то уравнение решается методом последовательных приближений: задаемся tНАС, находим r и проверяем принятое значение tНАС.

Принимаем tНАС = 6 0С, тогда по табл. 1.5 r = 369 кДж/кг. Поверхность нагрева определяем с некоторым приближением, как сумму боковой поверхности и днища, т.е.

Определяем tНАС :

tНАС = tОС – МПР r / (k F) = 18 – (2,0110-4 369103 / (9,3 0,638) = 5,6 0C.

Для этой температуры r = 343 кДж/кг, т.е. отличается от принятого значения в расчете только на 0,14 %. Такая точность достаточна, поэтому пересчета не производим.

Тепловой поток Q, поступающий из окружающей среды к пропану для его испарения, равен 1.7.2. Расчет состава двухфазной смеси углеводородов Сжиженные углеводородные газы обладают свойствами взаимной растворимости и с достаточной точностью подчиняются закону Рауля. Смеси жидких углеводородов можно рассматривать как идеальные растворы.

Согласно закону Рауля парциальное давление рi паров компонента, находящегося в жидкой фазе, определяется по формуле где хi – молярная доля компонента i в жидкой фазе; рiнас – давление насыщенных паров чистого компонента i при температуре смеси.

Давление насыщенных паров жидкой смеси (ее давление) равно сумме парциальных давлений паров всех компонентов. С учетом (1.11) давление смеси Для каждого компонента парциальное давление газа, находящегося над уровнем жидкости (в паровой фазе), равно давлению паров компонента в жидкой фазе. Это равенство является следствием термодинамического равновесия. Действительно, если парциальное давление данного компонента в паровой фазе превысит давление паров этого компонента в жидкой фазе, то наступит процесс конденсации. Противоположное соотношение давлений приведет к процессу испарения. Эти процессы будут протекать до тех пор, пока не установится равновесие.

Парциальное давление компонента i в паровой фазе по закону Дальтона равно Давление паров компонента i, находящегося в жидкой фазе, по закону Рауля составляет Из равенства парциальных давлений получаем где ki – константа равновесия или коэффициент распределения, равный отношению давления насыщенных паров компонента i к общему давлению смеси.

Константа равновесия определяет соотношение молярных долей компонента i в паровой и жидкой фазах. Для более летучих компонентов, находящихся в смеси, коэффициент ki 1. В паровой фазе его относительная доля больше, чем в жидкой. Менее летучие компоненты обладают меньшим давлением насыщенных паров, поэтому в меньшей доле находятся в паровой фазе и для них ki меньше единицы.

Если смесь углеводородов находится в замкнутом объеме и при термодинамическом равновесии представляет собой двухфазную систему, то при данной температуре по составу жидкой фазы рассчитывают состав паровой фазы или по составу паровой фазы определяют состав жидкости. В процессе расчета также вычисляют давление смеси.

Рассмотрим методику расчета состава паровой фазы по известному составу жидкой фазы.

По заданной температуре (см. табл. 1.5) определяем давление насыщенных паров чистых компонентов и рассчитываем давление смеси по формуле (1.12) По уравнению (1.13) определяем мольный (объемный) состав паровой фазы Если известен состав паровой фазы, то состав жидкости находим следующим образом.

По уравнениям (1.11) и (1.13) рассчитываем давление смеси отсюда Далее по формуле (1.13) определяем состав жидкой фазы xi.

Пример 6. В баллоне находится сжиженный газ со следующим мольным составом жидкой фазы:

Определить давление смеси и состав паровой фазы при температуре t = 20 0С.

Решение. 1. По табл. 1.5 определяем давление насыщенного пара компонентов смеси при t = 20 0С:

Определяем давление смеси:

2. Рассчитываем мольный (объемный) состав паровой фазы:

Анализ результатов расчета показывает закономерность распределения углеводородов в жидкой и паровой фазах. При анализе уравнения (1.13) было отмечено, что более летучие компоненты в паровой фазе находятся соответственно в большей доле, чем в жидкой. Так, более летучим компонентом в данной смеси является пропан С3Н8. Его доля в жидкой фазе х = 0,25, а в паровой фазе = 0,504, т.е. в 2 раза больше.

Вместе с тем количество менее летучего компонента н-бутана в жидкой фазе равно х = 0,35, а в паровой фазе его доля уменьшилась до = 0,3.

Давление смеси (р = 0,411 МПа) находится в пределах значений давления насыщенного пара наиболее летучего компонента (р = 0,83 МПа) и наименее летучего (р = 0,23 МПа).

Часто возникает задача расчета двухфазной системы, если известны ее давление и температура и состав в однофазном состоянии. Такая задача встречается при расчете состава смеси в баллоне, если известен состав жидкости, которую в него заливают.

Предположим, что в баллон заливают жидкую смесь углеводородов, мольный состав которой равен Температура t и давление р в баллоне заданы. Требуется определить мольный состав паровой i = 1 и жидкой xi = 1 фаз, а также долю общего числа молей, залитых в баллон, которые перешли в паровую фазу V и остались в жидкой фазе L (V + L = 1).

Запишем уравнение материального баланса для компонента i. Общее количество молей этого компонента Аi равно где хi L количество молей в жидкой фазе; i V – количество молей в паровой фазе.

С учетом того, что V = 1 – L, а также в соответствии с (1.13) выражение (1.15) можно записать Из (1.16) определяем хi :

Просуммируем хi для всех компонентов:

Из (1.18) определяем L и рассчитываем состав жидкой и паровой фаз.

вратилась в двухфазную систему. После того как установилось термодинамическое равновесие, температура и давление двухфазной системы стали равны t =30 0C; р = 0,687 МПа.

Определить составы паровой и жидкой фаз, а также долю молей общего количества, которое перешло в паровую фазу.

Решение. 1. По табл. 1.5 определяем давление насыщенного пара компонентов смеси при t = 30 0С:

2. По (1.13) рассчитываем коэффициенты распределения для компонентов:

3. По формуле (1.18) находим L:

1,56 (1,56 1)L 0,598 (0,598 1)L 0,457 (0,457 1)L Уравнение решается методом последовательных приближений. Принимаем L = 0,4 и рассчитываем левую часть уравнения:

1,56 (1,56 1) 0,4 0,598 (0,598 1) 0,4 0,457 (0,457 1) 0, Таким образом, L = 0,4 удовлетворяет уравнению.

Из расчета следует, что в жидкой фазе остается 0,4 от общего числа молей, а в паровую фазу переходит V = 1 – 0,4 = 0,6 молей.

Состав жидкой фазы определяем по уравнению (1.18) 4. Мольный состав паровой фазы рассчитываем по (1.13) Пример 8. Для условий примера 7 определить давление, при котором в баллоне будет находиться только жидкая фаза, а также давление, при котором вся жидкость перейдет в пар.

Решение. 1. Если баллон наполняют (под давлением) жидкой смесью и в нем устанавливается давление меньше, чем давление насыщенных паров жидкой смеси, то жидкость частично испаряется, образуя двухфазную систему. Если же давление в баллоне будет равно или больше давления паров жидкой смеси, то паровая фаза образовываться не будет, и состав заполняемой жидкости будет такой же, как и жидкой смеси.

Давление паров жидкой смеси, заливаемой в баллон, будет равно рПАР = хi piнас = 0,6 1,07 + 0,25 0,411 + 0,15 0,315 = 0,79 МПа.

Если давление в баллоне будет больше 0,79 МПа, то паровая фаза образовываться не будет.

2. Если давление в баллоне снизить, то количество пара увеличится и при определенном его значении вся жидкость перейдет в паровую фазу. В этом случае состав паровой фазы будет такой же, как и исходной смеси.

Для определения давления, при котором жидкой фазы не будет, можно воспользоваться уравнением (1.18), приняв L = 0.

или Для данных предыдущего примера давление будет равно Таким образом, при давлении, равном или меньшем 0,606 МПа, в баллоне будет содержаться только паровая фаза.

Если исходная смесь содержит инертные газы (азот, двуокись углерода), то ввиду их большей летучести по сравнению с углеводородами считают, что они полностью переходят в паровую фазу. Для них Аi = i ; xi = 0, что следует учитывать при составлении уравнения (1.18).

Когда первоначальная смесь имеет жидкую часть с малой летучестью, тогда предполагают, что она полностью остается в жидкой фазе, т.е. для нее Ai = xi, а i = 0.

Из анализа свойств двухфазного состояния углеводородных смесей следует, что при отборе из резервуара паровой фазы в начальном периоде газ содержит больше легких компонентов. Теплота его сгорания имеет соответственно меньшее числовое значение. По мере расхода газа содержание тяжелых компонентов в жидкости будет увеличиваться, давление в резервуаре падать, а теплота сгорания отбираемого газа будет расти. В результате характеристики сжигаемого газа будут нестабильными, а при пониженных температурах давление может оказаться недостаточным для нормального газоснабжения. Отмеченные обстоятельства являются главным недостатком систем, использующих смеси углеводородов и работающих при отборе паровой фазы.

При использовании индивидуальных углеводородов указанные недостатки будут исключены. Их можно также исключить и при использовании смесей углеводородов, если в установках газоснабжения предусмотреть отбор из резервуаров жидкой фазы и искусственное ее испарение в специальных теплообменниках.

2. ДОБЫЧА И ОБРАБОТКА ПРИРОДНОГО ГАЗА

Органический осадок застойных водных бассейнов, содержащий водоросли и погибшие животные организмы, является основой для образования нефти и газа. Происхождение углеводородных газов связано с биохимическими процессами, в результате которых происходило разложение и преобразование органических веществ.

Различают три стадии преобразования органических осадков.

1. Биохимическая стадия. По данным И.М. Губкина, при образовании из осадка жидкого или газообразного топлива процесс сначала носил анаэробный (бескислородный) характер. Окислительные процессы протекали лишь за счет кислорода, содержащегося в самих органических веществах.

В осадке под действием анаэробных бактерий происходило энергичное брожение. Анаэробные бактерии выделяли ферменты, которые являлись хорошими катализаторами и ускоряли процесс разложения осадка.

2. Диагенетическая стадия. Эта стадия соответствует периоду после захоронения и погружения органического осадка, когда на процесс его преобразования начинают оказывать влияние повышенная температура и давление. Образование нефти происходит в этот период. Основным геологическим условием, обеспечивающим развитие процесса образования нефти и газа, является длительное и устойчивое опускание осадка вместе с земной корой и захоронение его под плохо проницаемыми отклонениями.

3. Метаморфическая стадия. Эта стадия соответствует периоду, когда осадок попадал в условия еще более высоких температур и давлений (опускание земной коры на глубину, измеряемую километрами) и процесс преобразования преимущественно протекал под влиянием этих двух факторов. Происходило термическое разложение жидких углеводородов с образованием газа и углистого остатка.

Образовавшиеся в различных точках земной коры углеводороды при благоприятных условиях перемещались под действием физических и геологических факторов, образуя скопление (залежи) нефти и газа. Залежь нефти и газа представляет скопление углеводородов, которые заполняют поры проницаемых пород. Если эксплуатация залежи экономически целесообразна, то ее считают промышленной.

Газоносные (продуктивные) пласты состоят из пород с пористой структурой и залегают между газонепроницаемыми породами. Мощность (толщина) газоносных пластов составляет десятки, а иногда и сотни метров.

На рис. 2.1 показана наиболее простая форма газовой залежи. Газ заключен в куполообразном подземном пласте. В верхних горизонтах газ скапливается в виде газовых шапок. Внизу находится нефть (в газонефтяных месторождениях) или пластовая вода (в чисто газовых месторождениях).

Рис. 2.1. Форма газовой залежи: а – полнопластовая; б – неполнопластовая;

1 – внешний контур газоносности; 2 – внутренний контур газоносности;

3 – газовозмещающий коллектор; 4 – вода краевая; 5 – вода подошвенная;

Н – высота залежи (этаж газоносности); h – мощность замещающего продуктивного коллектора Газ в пластах находится под давлением. При вскрытии залежи буровой скважиной он фонтанирует из нее с большой скоростью. Первоначальное давление в газоносном пласте зависит от глубины залегания. Обычно через каждые 10 м глубины давление в пласте возрастает на 0,102 МПа. Такая норма повышения давления связана с поверхностными водами, входящими в обнаженную часть пласта.

Различают два режима газовых месторождений. При водонапорном режиме давление в пласте создается водой. По мере добычи газа вода, поднимаясь, заполняет поры и вытесняет в скважину газ месторождения. В связи с этим в процессе эксплуатации падения давления газа в залежи не будет. Идеальный водонапорный режим встречается в очень немногих газовых месторождениях.

Вследствие значительно большей вязкости воды по сравнению с вязкостью газа, плохой проницаемости продуктивного пласта и др. подъем воды обычно отстает от темпов отбора газа. Поэтому давление в газоносном пласте с течением времени падает.

Знание режима газового месторождения очень важно для его эксплуатации.

Газовая скважина является основным элементом промыслов. Верх скважины называют устьем, низ – забоем. Бурят скважину быстровращающимся буром-долотом, который разрушает породы в забое. Для этих целей применяют шарошечные долота, в которых шарошки, вращаясь вокруг своих осей, дробят и скалывают породу (рис. 2.2, 2.3).

Различают роторное и турбинное бурение. При роторном бурении двигатель расположен на поверхности земли. Вращение от него передается долоту через колонну бурильных труб диаметром 125150 мм, соединяемых между собой замком на резьбе. Для подъема и разъединения труб имеется вышка. Во время бурения колонну труб непрерывно опускают.

Насосом по бурильным трубам нагнетают промывочный раствор, который проходит через отверстия в долоте и направляется на забой со скоростью 1530 м/с. Забой интенсивно омывается, а промывочный раствор по кольцевому зазору между бурильными трубами и стенками скважины выносит из забоя на поверхность земли частицы выбуренной породы. Из скважины промывочный раствор стекает по наклонному желобу (где из него осаждается выбуренная порода) и попадает в приемный чан, откуда насосом его вновь подают в скважину. В состав промывочного раствора входит глина, которая, откладываясь на стенках скважины тонким слоем, укрепляет их и предохраняет от обвалов. Промывочный раствор оказывает давление на продуктивный пласт и тем самым предохраняет скважину от преждевременных газовых выбросов.

При турбинном бурении буровой двигатель (турбобур) опускают в скважину и крепят над долотом. Турбобур вращается под действием промывочного раствора, который подают в него по вертикальным трубам под большим давлением. В процессе бурения бурильные трубы остаются неподвижными, вращаются только вал турбобура и долото.

Стенки образовавшейся скважины укрепляют стальными обсадными трубами (рис. 2.4). Первая колонна обсадных труб называется кондуктором. Трубы кондуктора диаметром 225400 мм опускают на глубину не ниже 300 м. Пространство между скважиной и колонной кондуктора заливают цементом. Это обеспечивает надежное крепление скважины, препятствует обрушению верхних наиболее рыхлых пород и предохраняет скважину от проникновения в нее воды из верхних пластов.

Вторая колонка обсадных труб диаметром 125200 мм опускается внутри кондуктора и является эксплуатационной трубой. Пространство между эксплуатационной колонкой и скважиной, начиная от низа колонны, заливают цементом с выходом его в кольцевое пространство между трубами на 2030 м. Обсадная колонна предохраняет скважину от обрушения и проникновения в продуктивный пласт воды из верхних горизонтов, а газоносный пласт от потерь газа в вышележащие слои.

Забои скважины имеют закрытую и открытую конструкции. В первом случае пространство между породами и эксплуатационной колонной цементируют также и в пределах продуктивного пласта. После этого в колонну опускают специальный стреляющий аппарат (перфоратор), пули которого проходят через трубу, слой цемента и углубляются в породы, в результате чего осуществляется перфорация забоя. Забои скважины закрытой конструкции имеют преимущественное распространение.

Если породы продуктивного слоя устойчивы (например, известняки), применяют забои открытой конструкции. В этом случае эксплуатационную колонну опускают в кровлю продуктивного пласта и цементируют, после чего бурят скважину в газоносном пласте на требуемую глубину.

Внутри эксплуатационной колонны опускают колонну фонтанных труб, по которой происходит движение газа от забоя к устью скважины.

Колонну фонтанных труб крепят в трубной головке, которую устанавливают на колонной головке. В зависимости от дебита скважины фонтанные трубы имеют различный диаметр (50100 мм).

На устье газовой скважины устанавливают специальное оборудование, которое состоит из колонной головки, трубной головки и елки.

Колонная головка служит для герметизации всех колонн обсадных труб, опущенных в скважину, и является опорой трубной головки.

Трубная головка герметизирует кольцевое пространство между последней колонной обсадных труб и фонтанными трубами и служит для подвески и укрепления фонтанных труб. Боковые отводы на трубной головке позволяют осуществлять необходимые операции: эксплуатацию скважины по кольцевому пространству между фонтанными и обсадными трубами, нагнетание воды или раствора при глушении скважины, замеры давления газа в межтрубном пространстве, отбор проб газа и пр.

На трубной головке устанавливают фонтанную крестовую или тройниковую елку, по отводам которой происходит эксплуатация скважины.

Регулировать работу скважины задвижками нельзя, так как это приводит к их быстрому износу. Для создания противодавления на скважину применяют штуцера, т.е. суженные отверстия (диаметром 140 мм), на которых срабатывается давление газа (происходит дросселирование газа).

Для требуемого снижения давления подбирают штуцер необходимого диаметра. По мере отбора газа давление падает, и штуцер заменяют другим большего диаметра.

Специфика эксплуатации газовых месторождений состоит в том, что весь добытый газ следует немедленно транспортировать к объектам потребления. Поэтому при назначении режима работы газовых скважин нужно учитывать подготовленность потребителей к использованию газа и их режим работы. Если вблизи городов, потребляющих газ, есть подземные хранилища, режим работы газовых промыслов может не соответствовать режиму потребления, так как избыточный газ будут направлять в хранилища.

Отдельные скважины на газовых промыслах присоединяют газопроводами к коллекторам, которые закачиваются газораспределительной станцией. На выкидных линиях после фонтанной елки устанавливают предохранительные клапаны и манометры. Выкидные линии соединяют с сепараторами, в которых газ очищается от твердых и жидких механических примесей. Из сепаратора газ поступает в газосборный коллектор. Количество добываемого газа измеряют счетчиком. В месте присоединения газоотводящей линии к коллектору устанавливают задвижку, обратный клапан и отвод с задвижкой для продувки газопровода.

При прохождении через регулирующий щтуцер вследствие падения давления газ сильно охлаждается, поэтому необходимо принимать меры против образования гидратных и ледяных пробок. Кристаллогидратами называют соединения углеводородов с водой, по внешнему виду напоминающие лед. Для предохранения газопровода от закупоривания в него обычно подают метанол (метиловый спирт). Метанол образует с водяными парами раствор, который имеет низкую температуру замерзания и легко может быть удален из газопровода.

На промысловой газораспределительной станции (ГРС) газ вновь очищают в сепараторах, осушают, очищают от сероводорода и производят его учет. Из ГРС газ поступает в головную компрессорную станцию или непосредственно в магистральный газопровод.

Для отдельного компонента природного газа зависимость давления насыщения от температуры имеет вид кривой АК (кривая кипения) (см. рис.

1.3). Кривая заканчивается критической точкой К. Сжижение газа при температурах выше критической невозможно. Условно областью жидкого состояния называют область, лежащую левее кривой кипения АК между кривой плавления АВ и критической изотермой, а область правее линии САК и выше критической изотермы относится к области газообразного состояния.

Чем выше критическая температура газа, тем легче он может быть сконденсирован. Значения критической температуры и давления для отдельных газов представлены в табл. 1.3.

Сказанное выше относится к чистым жидкостям, а не к их смесям. Если жидкость представляет собой смесь веществ, то давление паров зависит как от температуры, так и от состава смеси.

Зависимость давления паров от температуры для взаимно-растворимых компонентов имеет вид петлеобразной кривой АВСDE (см. рис. 2.5). Здесь точка В – критическая точка смеси. Ей отвечают критическая температура смеси ТКР СМ и критическое давление смеси рКР СМ. Левее критической изотермы смеси находится жидкость, правее газ (пар). Пунктирные линии на рис. 2.5 являются кривыми постоянных отношений «жидкость – пар».

Критическая точка не совпадает с экстремальными точками кривой АВСDE. В связи с этим возникает область обратных явлений, т.е. процессов конденсации и испарения, протекающих в направлениях, противоположных тем, которые имеются в обычных условиях.

А ТМАКС

Рис. 2.5. Фазовая диаграмма для растворимых смесей Рассмотрим процесс испарения, протекающий при постоянной температуре Т1. Выше кривой АВ, являющейся кривой кипения, находится жидкость (100 %). При понижении давления начинается процесс испарения, и количество жидкой фазы уменьшается. При пересечении кривой конденсации АВ вся жидкость превращается в пар. Такой процесс является процессом нормального испарения, так как при снижении давления жидкость испаряется.

При температуре Т2 процесс протекает следующим образом. Выше точки n находится пар. При снижении давления в точке n начинается процесс конденсации, так как в этой точке изотерма Т2 пересекает кривую конденсации. В процессе снижения давления количество конденсата возрастает и в точке n1 достигает максимального значения (для температуры Т2).

Процесс конденсации, отвечающий участку диаграммы nn1, называется обратной конденсацией, так как при снижении давления пар конденсируется. Давление, соответствующее точке n1, при котором количество конденсата является максимальным, называют давлением максимальной конденсации. При дальнейшем снижении давления количество конденсата уменьшается (идет процесс нормального испарения), и в точке n2 весь конденсат испаряется.

С повышением давления (при Т2 = const) все процессы протекают в противоположном направлении, а в пределах участка n1n имеет место обратное испарение. Таким образом, для растворимых смесей при температурах и давлениях, превышающих критические значения, возникает область обратных конденсации и испарения. Эта область на рис. 2.5 заштрихована. Здесь максимальные давления РМАКС и температура ТМАКС не совпадают с критической точкой, а лежат на кривой конденсации.

Газы конденсатных месторождений представляют собой смесь предельных углеводородов, основной составляющей которых является метан (8094 %). Содержание пентана и более тяжелых углеводородов составляет 25 %. Однако ввиду того, что конденсат состоит из высокомолекулярных соединений, его массовая доля достигает 25 %. Наличие в газе тяжелых углеводородов (вплоть до фракций керосина) является одной из отличительных особенностей газов конденсатных месторождений. Разгонкой конденсата можно сразу получить товарные продукты.

Газоконденсатные месторождения образовались в результате процесса, обратного испарению конденсата, протекающего при высоких давлениях и температурах (в надкритической области), поэтому они располагаются на больших глубинах, где господствуют высокие давления. Если отбирать газ из такого месторождения при режиме истощения, то с падением пластового давления происходит конденсация тяжелых углеводородов в самом пласте (обратная конденсация). При этом сконденсировавшаяся часть газа оказывается потерянной для добычи, так как остается адсорбированной в порах газоносного пласта. Количество конденсата, выделяющегося из газа, доходит до 300 см3 на 1 м3 газообразного топлива.

Одна из особенностей разработки газоконденсатного месторождения состоит в том, что процесс переработки газа осуществляют на самом промысле, т.е. добычу и переработку газа физическими методами объединяют в один процесс. Другой отличительной чертой является высокое давление, которое приводит к большим капиталовложениям в аппаратуру и трубопроводы. Кроме того, оборудование должен эксплуатировать высококвалифицированный персонал.

Существует два метода эксплуатации газоконденсатных месторождений: с поддержанием пластового давления нагнетанием в пласт рабочего агента (замкнутый цикл) и без поддержания давления (разомкнутый цикл).

Нагнетание рабочего агента в пласт применяют при достаточных промышленных запасах газа и таком содержании конденсата, при котором капитальные вложения в добычу и переработку газа будут оправданы полученным конденсатом. При неоднородных коллекторах и недостаточных запасах газа поддержание пластового давления может оказаться экономически не обоснованным. Тогда эксплуатацию осуществляют по разомкнутому циклу, т.е. при режиме истощения. В качестве рабочего агента для нагнетания в пласт служит сухой газ (при соответствующих условиях воздух или вода).

Недостатком такого способа добычи является то, что сухой газ сразу не может быть использован для потребления. Его используют только лишь после добычи из месторождения конденсата.

Преимущество же состоит в том, что на нагнетание газа затрачивают меньше энергии, чем на воздух, так как давление газа снижают только до давления максимальной конденсации, которое составляет примерно половину давления в пласте.

При эксплуатации газоконденсатного месторождения по первому методу газ из залежи отбирают через эксплуатационные скважины, а рабочий агент закачивают в пласт через нагнетательные скважины. Сухой газ нагнетают в верхнюю часть залежи. Обладая меньшей плотностью по сравнению с сырым газом, он не перемешивается с ним и в процессе нагнетания вытесняет последний.

При эксплуатации месторождения по замкнутому циклу от добываемого газа отделяют конденсат при давлении максимальной конденсации, после чего сухой газ направляют потребителю.

2.4. Сбор газа на нефтяных промыслах. Получение сжиженных Сбор газа на нефтяных промыслах может быть осуществлен по двухили однотрубной системе. В первом случае газ отделяют от нефти и он поступает в газосборную сеть, а нефть по коллекторам направляют на промысловый сборный пункт. При однотрубной системе нефть и газ поступают в единую сборную сеть, по которой их транспортируют в сборный пункт, где осуществляют разделение.

На рис. 2.6 показана технологическая схема сбора нефти и газа по двухтрубной системе с двухступенчатой сепарацией. Пластовая нефть от фонтана 1 и газолифтных скважин 2 поступает в нефтяные трапы среднего давления 4, которые работают под давлением, не превышающим 0,2 МПа.

Газ, отделившийся от нефти, по газопроводу 8 идет на газобензиновый завод 6, где его разделяют на сухой газ, пропан-бутановую фракцию и газовый бензин. Нефть из трапа среднего давления поступает в трап 5, находящийся под атмосферным давлением или малым вакуумом (не выше 3000 Па), а из него – в сборный пункт. Отделившийся от нефти в вакуумтрапе газ направляется на вакуум-компрессорную станцию 7, где его сжимают до 0,2 МПа, после чего он поступает на газобензиновый завод. На вакуум-компрессорную станцию поступает также газ из затрубного пространства насосных скважин 3.

Пропан-бутановые фракции, получаемые на газобензиновых заводах и используемые для газоснабжения городов, обычно называют сжиженными углеводородными газами. Для газоснабжения применяют технический пропан и бутан или их смеси. Такие смеси при обычных условиях находятся в газообразном состоянии, но при небольшом повышении давления превращаются в жидкость. Это свойство сжиженных углеводородных газов облегчает их транспортирование и хранение. Так как углеводородные газы при транспортировании, хранении и эксплуатации находятся в жидком состоянии, перед сжиганием они испаряются (в баллонах, емкостях или специальных теплообменниках-газификаторах) и к горелкам поступает уже парообразная фаза.

Находящиеся в емкостях углеводороды представляют двухфазовую систему «жидкостьпар». Пар находится в насыщенном состоянии, так как в резервуарах имеется свободная поверхность жидкости. Каждой температуре соответствует определенное давление системы, равное давлению насыщения.

Основным источником получения сжиженных газов являются попутные нефтяные газы.

На нефтеперерабатывающих заводах получают предельные и непредельные углеводороды. Непредельные углеводороды представляют собой ценное сырье для производства синтетических продуктов, а предельные (пропан-бутановые фракции) могут быть использованы для газоснабжения городов.

Процесс получения из попутного нефтяного газа газового бензина и сжиженных газов складывается из двух операций: отбензинивание газа, т.е. разделение его на сырой (нестабильный) бензин и отбензиненный газ, используемый как топливо; переработка сырого бензина путем фракционирования на стабильный бензин, пропан и бутан.

Отбензинивание газа осуществляют методами компрессии, абсорбции и адсорбции.

В первом случае газ после сжатия охлаждают, в результате более тяжелые углеводороды конденсируются и отделяются от газа в сепараторах, устанавливаемых за холодильниками. При абсорбционном способе пропан, бутан и более тяжелые углеводороды поглощаются из газа маслом, а в дальнейшем их отделяют от него.

Поглощение тяжелых углеводородов при адсорбционном методе осуществляется активированным углем; от угля углеводороды "отгоняют" острым водяным паром. Наиболее широкое распространение получил абсорбционный метод отбензинивания газа.

Принципиальная схема извлечения газового бензина из попутного газа абсорбционным методом приведена на рис. 2.7. Попутный газ подают в абсорбер, представляющий собой колонну тарельчатого типа; он проходит снизу вверх через все тарелки, барботируя на каждой через слой поглощающего масла. Схема тарельчатой одноколпачковой колонны показана на рис. 2.8.

В действующих колоннах на каждой тарелке имеется большое число "колпачков". Жидкость поступает в патрубок а и последовательно стекает вниз с тарелки на тарелку по переливным трубам. Газ, двигаясь снизу вверх, попадает через горловину под колпак, изменяет направление движения и проходит через слой жидкости (барботирует). Пройдя через все тарелки, газ выходит сверху колонны через патрубок 6. Таким образом, в тарельчатой части обеспечивается хороший контакт газа с раствором.

Освободившись от тяжелых углеводородов, газ выходит сверху колонны (см. рис. 2.7), проходит через сепаратор 2, где от него отделяются капли масла, и направляется к потребителю через регулятор противодавления.

Поглотительное масло подают наверх абсорбера, и оно последовательно перетекает с тарелки на тарелку по переливным трубкам, насыщаясь углеводородами. Насыщенное масло собирается на дне колонны, откуда стекает в промежуточную емкость 3 для выветривания. В емкости 3 поддерживают давление несколько ниже, чем в абсорбере. В результате этого легкие углеводороды (метан, этан) выветриваются из насыщенного масла и через регулятор противодавления направляются в основной газопровод сухого газа.

Рис. 2.7. Технологическая схема маслоабсорбционной установки: 1 – абсорбер;

2 – выходной сепаратор; 3 – емкость для выветривания; 4 – теплообменник;

5 – подогреватель; 6 – выпарная колонна (десорбер); 7 – холодильник-конденсатор; 8 – сепаратор; 9 – насос для подачи холодного орошения; 10 – емкость для бензина; 11 – емкость тощего сорбента; 12 – масляный холодильник;

13 – емкость свежего масла; 14 – емкость отработанного масла; 15 – насос для подачи масла Из выветривателя масло подают в теплообменник 4, где оно подогревается встречным потоком тощего (регенерированного) масла, после чего поступает в подогреватель 5, где нагревается до требуемой температуры, а затем направляется в выпарную колону (десорбер) 6. Десорбер представляет собой аппарат такой же конструкции, что и абсорбер.

В нижнюю часть колонн подают водяной пар, который обеспечивает отгонку всех углеводородов, поглощенных маслом в абсорбере из газа.

Отпаренные углеводороды отводят сверху колонны 6, они проходят конденсатор 7 и поступают в водоотделитель-сепаратор 8. Здесь тяжелые углеводороды освобождаются от воды и неконденсированных газов, после чего поступают в емкость для нестабильного бензина 10. Часть нестабильного бензина насосом 9 подается в верхнюю часть десорбера 6, где используется в качестве циркулирующего холодного орошения для конденсации уносимых частичек масла. Конденсация происходит в результате охлаждения масла испаряющимся бензином.

Регенерируемое масло из отпарной колонны поступает в теплообменник 4, где отдает большую часть своей теплоты насыщенному маслу, идущему на выпарку, и направляется в емкость 11. Отсюда тощий сорбент насосом подают в абсорбер через холодильник 12. Свежий сорбент добавляют из емкости 13.

Нестабильный газовый бензин подвергают газофракционированию, т.е.

разделению на стабильный бензин, бутан, пропан и этан.

На рис. 2.9 показана технологическая схема газофракционирующей установки.

Сырой бензин нагревают в теплообменнике 1 и подают в центральную часть колонны 2. Пары, отводимые сверху, проходят дефлегматор 7.

Вследствие высокого давления (до 4 МПа), поддерживаемого в колонне, в дефлегматоре 7 происходит частичная конденсация этана, который стекает в колонну в виде холодного орошения.

Сырой бензин Рис. 2.9. Технологическая схема газофракционирующей установки: 1 – теплообменник; 24 – первая, вторая и третья колонны; 5 – кипятильник; 6 – холодильник-конденсатор верхнего продукта; 7 – дефлегматор; 8 сепаратор Этан и следы метана отводят в газопровод. Нижний продукт этановой колонны представляет смесь пропана, бутана и бензина, самотеком поступает в среднюю часть колонны 3, в которой поддерживают давление около 2 МПа. В этой колонне отгоняют пропан, пары которого полностью конденсируются в холодильнике-конденсаторе 6.

Нижний продукт, представляющий смесь бутана с газовым бензином, также самотеком поступает в колонну 4, где внизу получается стабильный бензин, а вверху бутан. В этой колонне поддерживают давление 11,2 МПа.

2.5. Система подготовки природного газа к транспортировке При добыче и транспортировке природного газа в нем практически всегда содержатся различного рода примеси: песок, сварной шлам, конденсат тяжелых углеводородов, вода, масло и т.д. Источником загрязнения природного газа на головных компрессорных станциях является в основном призабойная зона скважины, постепенно разрушающаяся и загрязняющая газ. Поэтому подготовка газа к транспорту осуществляется, прежде всего, в очистных устройствах на промыслах, от эффективности работы которых и зависит качество транспортируемого газа. Механические примеси попадают в газопровод как в процессе его строительства, так и при эксплуатации.

Наличие механических примесей в природном газе приводит к временному износу трубопровода, запорной арматуры, рабочих колес нагнетателей и, как следствие, снижению показателей надежности и экономичности работы компрессорных станций и газопровода в целом.

Все это приводит к необходимости устанавливать на компрессорной станции различные системы очистки природного газа. В настоящее время на компрессорных станциях в качестве первой ступени очистки широко применяются циклонные пылеуловители, работающие на принципе использования инерционных сил для улавливания взвешенных частиц (рис.

2.10).

Циклонные пылеуловители просты и надежны в обслуживании. Эффективность очистки в них зависит от количества циклонов, а также от качества обслуживания этих пылеуловителей эксплуатационным персоналом станции в соответствии с режимом, на который они запроектированы.

Циклонные пылеуловители (см. рис. 2.10) представляют собой сосуд цилиндрической формы, рассчитанный на рабочее давление в газопроводе, со встроенными в него циклонами 4. Он состоит из двух секций: нижней отбойной 6 и верхней осадительной 1, где происходит окончательная очистка газа от примесей. В нижней секции находятся циклонные трубы 4.

Газ через входной патрубок 2 поступает в аппарат к распределителю и приваренным к нему звездообразно расположенным циклонам 4, которые неподвижно закреплены в нижней решетке 5. В цилиндрической части циклонных труб газ, подводимый по касательной к поверхности, совершает вращательное движение вокруг внутренней оси труб циклона. Под действием центробежной силы твердые частицы и капли жидкости отбрасываются от центра к периферии и по стенке стекают в коническую часть циклонов и далее в нижнюю секцию пылеуловителя 6. Газ циклонных трубок поступает в верхнюю осадительную секцию пылеуловителя 1 и затем, уже очищенный, через патрубок 3 выходит из аппарата.

В процессе эксплуатации регулярно контролируются уровень отсепарированной жидкости и количество механических примесей с целью их своевременного удаления продувкой через дренажные штуцеры. Контроль осуществляется с помощью смотровых стекол и датчиков, закрепленных к штуцерам 9. Люк 7 используется для ремонта и осмотра пылеуловителя при плановых остановках компрессорной станции. Эффектив- Выход пылеуловителями составляет более 95 % для частиц капельной жидкости.

В связи с невозможностью достичь высокой степени очистки газа в циклонных пылеуловителях в ряде случаев появляется необходимость установить вторую, дополнительную ступень очистки, в качестве которой используются фильтры-сепараторы, устанавливаемые последовательно после циклонных пылеуловителей (рис. 2.11).

Работа фильтра-сепаратора осуществляется следующим образом: газ после патрубка с помощью специального отбойного очистка ее от механических примесей. Через перфорированные отверстия в корпусе фильтрующих элементов газ поступает во секцию сепарации. В секции сепарации происходит окончательная очистка газа от влаги, которая улавливается с помо- щью сетчатых пакетов. Через дренажные патрубки механические примеси и жидкость удаляРис. 2.10. Циклонный пылеуловитель: 1 – ются в нижний дренажный сборверхняя секция; 2 – входной патрубок; 3 – ник и далее в подземные емко- выходной патрубок; 4 – циклоны; 5 – нижняя Рис. 2.11. Фильтр-сепаратор: 1 – корпус фильтра-сепаратора; 2 быстрооткрывающийся затвор; 3 – фильтрующие элементы; 4 – направляющая фильтрующего элемента; 5 – трубная доска камеры фильтров; 6 – каплеотбойник; 7 – конденсатосборник Для работы в зимних условиях фильтр-сепаратор оборудуется электрообогревом его нижней части, конденсатосборником и специальной контрольно-измерительной аппаратурой. В процессе эксплуатации улавливание механических примесей на поверхности фильтров-элементов приводит к увеличению перепада давлений на фильтре-сепараторе. При достижении перепада давлений, равного примерно 0,04 МПа, фильт-сепаратор отключается и в нем производят замену фильтров-элементов на новые.



Pages:   || 2 | 3 | 4 |
 
Похожие работы:

«ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ СЫКТЫВКАРСКИЙ ЛЕСНОЙ ИНСТИТУТ – ФИЛИАЛ ГОСУДАРСТВЕННОГО ОБРАЗОВАТЕЛЬНОГО УЧРЕЖДЕНИЯ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ САНКТ-ПЕТЕРБУРГСКАЯ ГОСУДАРСТВЕННАЯ ЛЕСОТЕХНИЧЕСКАЯ АКАДЕМИЯ ИМЕНИ С. М. КИРОВА КАФЕДРА ТЕХНОЛОГИИ ДЕРЕВООБРАБАТЫВАЮЩИХ ПРОИЗВОДСТВ СТАНДАРТИЗАЦИЯ И СЕРТИФИКАЦИЯ ПРОДУКЦИИ ЛЕСОПИЛЕНИЯ И ДЕРЕВООБРАБОТКИ САМОСТОЯТЕЛЬНАЯ РАБОТА СТУДЕНТОВ Методические указания для подготовки дипломированных специалистов по специальности 250403 Технология...»

«Министерство образования и науки Российской Федерации Сыктывкарский лесной институт (филиал) федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего профессионального образования Санкт-Петербургский государственный лесотехнический университет имени С. М. Кирова Кафедра дорожного, промышленного и гражданского строительства ОСНОВАНИЯ И ФУНДАМЕНТЫ Учебно-методический комплекс по дисциплине для студентов специальности 270102 Промышленное и гражданское строительство всех форм...»

«МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ГОУ ВПО УРАЛЬСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ЛЕСОТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ Кафедра древесиноведения и специальной обработки древесины Р.И. Агафонова Ю.Б. Левинский Основы проектирования деревянных домов на базе программы К3-Коттедж Методические указания к практическим занятиям для студентов очной формы обучения. Специальности 250403 Технология деревообработки. Специализация - Деревянное домостроение и защита древесины. Дисциплина – Технология...»

«ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ СЫКТЫВКАРСКИЙ ЛЕСНОЙ ИНСТИТУТ – ФИЛИАЛ ГОСУДАРСТВЕННОГО ОБРАЗОВАТЕЛЬНОГО УЧРЕЖДЕНИЯ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ САНКТ-ПЕТЕРБУРГСКАЯ ГОСУДАРСТВЕННАЯ ЛЕСОТЕХНИЧЕСКАЯ АКАДЕМИЯ ИМЕНИ С. М. КИРОВА КАФЕДРА ЛЕСНОГО ХОЗЯЙСТВА ЗАЩИТА ЛЕСА САМОСТОЯТЕЛЬНАЯ РАБОТА СТУДЕНТОВ Методические указания для подготовки дипломированных специалистов по направлению 656200 Лесное хозяйство и ландшафтное строительство специальности 250201 Лесное хозяйство СЫКТЫВКАР УДК 630....»

«ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ СЫКТЫВКАРСКИЙ ЛЕСНОЙ ИНСТИТУТ – ФИЛИАЛ ГОСУДАРСТВЕННОГО ОБРАЗОВАТЕЛЬНОГО УЧРЕЖДЕНИЯ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ САНКТ-ПЕТЕРБУРГСКАЯ ГОСУДАРСТВЕННАЯ ЛЕСОТЕХНИЧЕСКАЯ АКАДЕМИЯ ИМЕНИ С. М. КИРОВА КАФЕДРА ЛЕСНОГО ХОЗЯЙСТВА ЛЕСНОЕ КАРТОГРАФИРОВАНИЕ НА БАЗЕ ГИС САМОСТОЯТЕЛЬНАЯ РАБОТА СТУДЕНТОВ Методические указания для подготовки дипломированных специалистов по направлению 656200 Лесное хозяйство и ландшафтное строительство специальности 250201 Лесное...»

«ВЫПОЛНЕНИЕ СМЕТНЫХ РАСЧЕТОВ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ПРОГРАММНОГО КОМПЛЕКСА АРС-СИБАДИ Методические указания для курсового и дипломного проектирования Омск. 2006 Федеральное агентство по образованию Сибирская государственная автомобильно-дорожная академия (СибАДИ) Кафедра экономики и управления дорожным хозяйством ВЫПОЛНЕНИЕ СМЕТНЫХ РАСЧЕТОВ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ПРОГРАММНОГО КОМПЛЕКСА АРС-СИБАДИ Методические указания для курсового и дипломного проектирования Составитель Т.В. Боброва Омск Издательство...»

«1 Министерство сельского хозяйства РФ ФГОУ ВПО Кубанский государственный аграрный университет ФАКУЛЬТЕТ ВОДОХОЗЯЙСТВЕННОГО СТРОИТЕЛЬСТВА И МЕЛИОРАЦИИ ФАКУЛЬТЕТ ВОДОСНАБЖЕНИЯ И ВОДООТВЕДЕНИЯ Кафедра гидравлики и сельскохозяйственного водоснабжения МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ для практических занятий по гидравлике для студентов специальности 311300 - Механизация сельского хозяйства; 110302 – Электрификация и автоматизации сельского хозяйства; 2701.02 Промышленное и гражданское строительство Краснодар...»

«ХИМИЧЕСКАЯ КИНЕТИКА Федеральное агентство по образованию Уральский государственный технический университет УПИ Н.К. Булатов, А.Б. Лундин, Ю.Н. Макурин, Е.И. Степановских, Л.А. Брусницына, Т.А. Петухова ХИМИЧЕСКАЯ КИНЕТИКА Учебное пособие Научный редактор проф., д-р хим. наук В.Ф. Марков Екатеринбург УГТУУПИ 2007 УДК 544(076)С79 ББК 24.54я73 Х46 Рецензенты: проф., д-р хим. наук А.Л.Ивановский (ИХТТ УрО РАН); канд. хим. наук Т.В. Агранович (ЗАО Институт стандартных образцов) Авторы: Булатов Н.К.,...»

«ОСНОВЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ АВТОМОБИЛЬНЫХ ДОРОГ САМОСТОЯТЕЛЬНАЯ РАБОТА СТУДЕНТОВ Методические указания для подготовки дипломированных специалистов по направлению 653600 Транспортное строительство специальности 270205 Автомобильные дороги и аэродромы СЫКТЫВКАР 2007 ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ СЫКТЫВКАРСКИЙ ЛЕСНОЙ ИНСТИТУТ – ФИЛИАЛ ГОСУДАРСТВЕННОГО ОБРАЗОВАТЕЛЬНОГО УЧРЕЖДЕНИЯ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ САНКТ-ПЕТЕРБУРГСКАЯ ГОСУДАРСТВЕННАЯ ЛЕСОТЕХНИЧЕСКАЯ АКАДЕМИЯ ИМЕНИ С. М. КИРОВА...»

«Министерство образования и науки Российской Федерации Сибирский федеральный университет Архитектура Учебно-методическое пособие по дипломному проектированию Красноярск СФУ 2012 УДК 692 ББК 38.4 А878 Составители: доцент кафедры проектирования зданий и экспертизы недвижимости, к.т.н., Е.М. Сергуничева, ст.преподаватель кафедры проектирования зданий и экспертизы недвижимости Е.В. Казакова, ст. преподаватель кафедры проектирования зданий и экспертизы недвижимости И.А. Говорова А878 Архитектура:...»

«Федеральное агентство по науке и образованию Ангарская государственная технологическая академия АРХИТЕКТУРА ПРОМЫШЛЕННЫХ И ГРАЖДАНСКИХ ЗДАНИЙ Методические указания к содержанию и организации практических занятий к разделу Промышленные здания для студентов дневного обучения специальности 290300 Ангарск 2005 Архитектура промышленных и гражданских зданий. Методические указания к содержанию и организации практических занятий к разделу Промышленные здания / Роговская Г.И. Ангарская государственная...»

«Наименование учебно-методических, методических и иных материалов (автор, место издания, № Наименование дисциплины по год издания, тираж.) учебному плану Отечественная история. Методическое обеспечение семинарских занятий/под.ред. Е.М. Харитонова/сост. С.В. Хоружая. Краснодар: КГАУ, 2008 Отечественная история. Методическое обеспечение семинарских занятий/под.ред. Е.М. Харитонова/сост. С.В. Хоружая. Краснодар: КГАУ, 2008 История Данилова М.И., Скляр В.В., Ембулаева Л.С. (и др.) Сборник вопросов и...»

«Федеральное агентство по образованию Санкт-Петербургский государственный архитектурно-строительный университет Кафедра архитектуры ОБСЛЕДОВАНИЕ И ИЗУЧЕНИЕ ПАМЯТНИКОВ ДЕРЕВЯННОГО ЗОДЧЕСТВА Методические указания для студентов специальности 270303 – реставрация и реконструкция архитектурного наследия Санкт-Петербург 2007 Рецензент М. И. Коляда Деревянное зодчество – одно из наиболее значительных и выдающихся явлений художественной и строительной культуры русского народа. Русский челоОбследование и...»

«ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОЦЕСС ТЕРМИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКИ ДЕТАЛЕЙ МАШИН Методические указания к курсовой работе по дисциплине Материаловедение и ТКМ Министерство образования РФ Сибирская государственная автомобильно-дорожная академия Кафедра технологии конструкционных материалов ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОЦЕСС ТЕРМИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКИ ДЕТАЛЕЙ МАШИН Методические указания к курсовой работе по дисциплине Материаловедение и ТКМ Составители Д.Н. Коротаев, А.Ф. Мишуров, Е.Ю. Шутова Омск Издательство СибАДИ 2002 УДК 621....»

«В.Б. Пономарев А.Е. Замураев АСПИРАЦИЯ И ОЧИСТКА ПРОМЫШЛЕННЫХ ВЫБРОСОВ И СБРОСОВ Федеральное агентство по образованию ГОУ ВПО Уральский государственный технический университет–УПИ В.Б. Пономарев А.Е. Замураев АСПИРАЦИЯ И ОЧИСТКА ПРОМЫШЛЕННЫХ ВЫБРОСОВ И СБРОСОВ МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО КУРСУ МАШИНЫ И АГРЕГАТЫ ПРЕДПРИЯТИЙ СТРОИТЕЛЬНЫХ МАТЕРИАЛОВ Научный редактор – проф., канд. техн. наук В.Я.Дзюзер Екатеринбург УДК 666.9.001.575 (042.4) ББК 35.41в П Рецензенты: Пономарев В.Б. П56 Аспирация и...»

«Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ АРХИТЕКТУРНО-СТРОИТЕЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ Кафедра строительного производства, оснований и фундаментов Пронозин Я.А., Степанов М.А. МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ по подготовке к самостоятельным работам по дисциплине: ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ В СЕРВИСЕ для студентов специальности 100101 Сервис очной формы обучения Тюмень, 2012...»

«Федеральное агентство по образованию Сыктывкарский лесной институт – филиал государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования Санкт-Петербургская государственная лесотехническая академия имени С. М. Кирова КАФЕДРА ДОРОЖНОГО, ПРОМЫШЛЕННОГО И ГРАЖДАНСКОГО СТРОИТЕЛЬСТВА МОСТЫ, ТРАНСПОРТНЫЕ ТОННЕЛИ И ПУТЕПРОВОДЫ САМОСТОЯТЕЛЬНАЯ РАБОТА СТУДЕНТОВ Методические указания для подготовки дипломированных специалистов по специальности 270205 Автомобильные дороги и аэродромы...»

«Федеральное агентство по образованию Санкт-Петербургский государственный архитектурно-строительный университет Кафедра технологии строительного производства ДИПЛОМНОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ДЛЯ СТУДЕНТОВ СПЕЦИАЛЬНОСТИ 270102 ПРОМЫШЛЕННОЕ И ГРАЖДАНСКОЕ СТРОИТЕЛЬСТВО Санкт Петербург 2009 1 УДК [693:721/728]:378.147.85(075.8) Рецензент канд. техн. наук, доцент Лихачев В.Д. Дипломное проектирование: метод. указ. для студентов специальности 270102 - промышленное и гражданское...»

«МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ УЧРЕЖДЕНИЕ ОБРАЗОВАНИЯ БРЕСТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ Кафедра экономики и организации строительства МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ по выполнению экономических расчетов и обоснований в дипломных проектах для студентов специальности 69 01 01 – Архитектура. Брест 2002 УДК 721.003 (075.8) Методические рекомендации по выполнению экономических расчетов и обоснований в дипломных проектах для студентов специальности 69.01.01 – Архитектура....»

«Р. Т. Раевский В. Г. Лапко Е. В. Масунова БОДИБИЛДИНГ Учебное пособие Р. Т. Раевский В. Г. Лапко Е. В. Масунова БОДИБИЛДИНГ Учебное пособие для студентов высших учебных заведений Рекомендовано Министерством образования и науки Украины в качестве учебного пособия для студентов высших учебных заведений Одесса Наука и техника 2011 УДК 796.894 (075) ББК 75.6я7 Р163 Рецензенты: И. Л. Ганчар, доктор пед. наук, профессор; Ю. А. Перевощиков, доктор биол. наук, профессор; С. М. Канишевский, канд. пед....»






 
© 2013 www.diss.seluk.ru - «Бесплатная электронная библиотека - Авторефераты, Диссертации, Монографии, Методички, учебные программы»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.