Природный газ, его классификация, добыча, обработка. Общие сведения об устройстве систем магистральных газопроводов и подземных хранилищах

Макроэкономическое значение газообразного топлива. Классификация, физико-химические характеристики, параметры, свойства и состав горючих газов. Требования к составу природного газа в соответствии с ГОСТ 5542-87.

Газообразное топливо представляет собой смесь горючих и негорючих газов, содержащую некоторое количество примесей. К горючим газам относятся углеводороды, водород и окись углеводов. Негорючие компоненты — это азот, двуокись углерода и кислород. Они составляют балласт газообразного топлива. К примесям относят водяные пары, сероводород, пыль. Искусственные газы могут содержать аммиак, цианистые соединения, смолу и пр. От вредных примесей газообразное топливо очищают. По ГОСТ 5542—78 содержание вредных примесей в граммах на 100 м3 газа, предназначенного для газоснабжения городов, не должно превышать: сероводорода — 2, меркаптановой серы — 3,6, механических примесей — 0,1.

Отклонение теплоты сгорания от номинального значения не должно быть более ±5%. Для газоснабжения применяют влажные и сухие газы. Содержание влаги не должно превосходить количества, насыщающего газ при t = —20°С (зимой) и 35°С (летом).

Если газ транспортируют на большие расстояния, то его предварительно осушают. Большинство искусственных газов имеет резкий запах, что облегчает обнаружить 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 концентрации, допускаемой санитарными нормами. Сжиженный газ, используемый коммунально-бытовыми потребителями, по ГОСТ 20448—75 не должен содержать сероводорода более 5 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%.

Для газоснабжения городов и промышленных предприятий в настоящее время широко применяют природные газы. Их добывают из недр земли. Они представляют 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.

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.

Газы, которые выделяются из скважин нефтяных месторождений совместно с нефтью, часто называют попутными. Помимо метана они содержат значительное количество более тяжелых углеводородов (обычно свыше 150 г/м³) и являются жирными газами. Жирные газы представляют собой смесь сухого газа, пропан-бутановой фракции и газового бензина.

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

Сухие газы легче воздуха, а жирные легче или тяжелее в зависимости от содержания тяжелых углеводородов. Низшая теплота сгорания сухих газов, добываемых в СССР, составляет 31000—38000 кДж/м³. Теплота сгорания попутных газов выше и изменяется от 38000 до 63000 кДж/м³.

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. Как те, так и другие в настоящее время весьма редко применяют длж газоснабжения городов и промышленности.

Сухая перегонка твердого топлива представляет собой процесс его термического разложения, протекающий без доступа воздуха. При сухой перегонке топливо проходит ряд стадий физико-химических преобразований, в результате которых оно разлагается на газ, смолу и коксовый: остаток. Характер преобразований, претерпеваемых топливом, определяется его природой и температурой процесса. Сухую перегонку топлива, происходящую при высоких температурах (900—1100°С), называют коксованием, в результате которого получают кокс и коксовый газ Примерный состав коксового газа, %: Н₂—59; СН₄—24; С_пН_m, —2; СО - 8; С0₂ — 2,4; О₂ — 0,6; N₂ — 4.

Газификация — процесс термохимической переработки топлива. В результате реакции углерода топлива с кислородом и водяным паром образуются горючие газы: окись углерода и водород. Одновременно с процессом газификации протекает частичная сухая перегонка топлива. Продуктами газификации топлива являются горючий газ, зола и шлаки. Аппараты, в которых осуществляют газификацию топлива, называют газогенераторами.

При подаче в газогенератор паровоздушной смеси получают генераторный газ, называемый смешанным, примерный состав которого следующий, %: Н₂ — 14; СН₄ — 1; СО — 28; СО₂ — 6; О₂ — 0,2; H₂S — 6,2; N₂ — 50,6.

Низшая теплота сгорания смешанного газа Q_H=5,5 МДж/м³, плотность р=1,15 кг/м³.

Водяной газ получают путем периодической продувки газогенератора воздухом и паром. При подаче воздуха слой топлива аккумулирует тепло, выделяющееся при частичном его сгорании, а при поступлении водяного пара последний взаимодействует с углеродом, используя аккумулированное тепло и образуя водяной газ. Горючими компонентами будут являться водород и окись углерода.,

Уголь можно газифицировать под землей. В этом случае получается газ подземной газификации. Газ подземной газификации, вырабатываемый в настоящее время, имеет невысокую теплоту сгорания, его используют как местное энергетическое топливо.

Природный газ, его классификация, добыча, обработка. Общие сведения об устройстве систем магистральных газопроводов и подземных хранилищах

Происхождение углеводородных газов связано главным образом с биохимическими процессами, в результате которых происходило разложение и преобразование органических веществ, состоявших из остатков отмерших животных организмов и растительности. Веществом, послужившим основой для образования нефти и газа, явился органический осадок застойных водных бассейнов, содержавший преимущественно примитивные водоросли и погибшие животные организмы.

Залежь нефти или газа представляет собой скопление углеводородбв, которые заполняют поры проницаемых пород. Если скопление велико и его эксплуатация экономически целесообразна, залежь считают промышленной. Залежи, занимающие значительные площади, образуют месторождения.

Газоносные (продуктивные) пласты состоят из пород с пористой структурой (пески, песчаники, пористые известняки или доломиты). В зависимости от структуры и состава газоносные пласты имеют различную крепость. Обычно чем больше геологический возраст пласта, тем он прочнее. Мощность (толщина) газоносных пластов измеряется десятками, а иногда и сотнями метров. Газоносные пласты залегают между газонепроницаемыми породами (сланцевыми глинами, плотными известняками, мергелями). Большинство известных газовых месторождений представляет собой антиклинали, т. е. складки земной коры, обращенные выпуклостью кверху, или купола.

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 газо-нефтяных месторождениях) или пластовая вода (в чисто газовых месторождениях). Основная масса газовых месторождений имеет контакт с пластовой водой.

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 вмещающего продуктивного коллектора

Газовая скважина является основным элементом промыслов. Верх скважины называют устьем, низ — забоем. Бурят скважину быстровращающимся буром-долотом, который разрушает породы в забое. В настоящее время для этой цели применяют шарошечные долота, в которых шарошки, вращаясь вокруг своих осей, дробят и скалывают породу.

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 заканчиваются промысловой 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 штуцер 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). Действие метанола заключается в том, что он образует с водяными парами раствор, который имеет низкую температуру замерзания и легко может быть удален из газопровода.

На промысловой газораспределительной станции газ вновь очищают в сепараторах, осушают и производят его учет. Если газ содержит сероводород, тогда до подачи в магистральный газопровод его от сероводорода очищают. Из газораспределительной станции газ поступает в головную компрессорную станцию или, если давление отбора достаточно велико, непосредственно в магистральный газопровод.

Осушка газа. Содержание влаги в газе при его транспортировании часто вызывает серьезные эксплуатационные затруднения. При определенных внешних условиях (температуре и давлении) влага может конденсироваться, образовывать ледяные пробки и кристаллогидраты, а в присутствии сероводорода и кислорода вызывать коррозию трубопроводов и оборудования. Во избежание перечисленных затруднений газ осушают, снижая температуру точки росы на 5—7° ниже рабочей температуры в газопроводе.

При транспортировании осушенного газа трубопровод можно прокладывать на меньшую глубину, что уменьшает капиталовложения. Наибольшие трудности при транспортировании газов по магистральным газопроводам возникают при образовании кристаллогидратов. Многие газы (метан, этан, пропан, бутан, углекислый газ и сероводород), насыщенные влагой, при определенных значениях температуры и давления образуют с водой (в жидкой фазе) соединения, называемые кристаллогидратами. Если влага удалена из газа и газ оказывается ненасыщенным, кристаллогидраты не образуются.

Очистка газа от сероводорода и углекислого газа. В горючих газах, используемых для газоснабжения городов, содержание сероводорода не должно превышать 2 г на 100 м³ газа. Содержание углекислого газа нормы не лимитируют, однако по технико-экономическим соображениям в транспортируемом газе оно не должно превышать 2%.

Существуют сухие и мокрые методы очистки газа от HS. Сухие методы очистки газа основаны на применении твердых поглотителей (гидрата окиси железа, содержащегося в болотной руде, и активированного угля). При мокрых методах очистки газа используют жидкие поглотители.

Одоризация газа. Природный газ не имеет запаха. Поэтому для своевременного выявления утечек газа ему придают залах — газ одорируют, В качестве одоранта применяют этилмеркаптан (C₂H₅SH). По токсичности качественно и количественно он идентичен сероводороду, имеет резкий неприятный запах. Количество вводимого в газ одоранта определяют таким образом, чтобы при концентрации в воздухе газа, не превышающей 1/5 нижнего предела взрываемости, ощущался резкий запах одоранта. На практике средняя норма расхода этилмеркаптана для одоризации природного газа, поступающего в городские сети, установлена 16 г на 1000 м³ газа при 0°С и давлении 101,3 кПа.

Принципиальная схема газотранспортной системы показана на рис. 3.1. Газ из скважины поступает в сепараторы, где от него отделяются твердые и жидкие механические примеси. Далее по промысловым газопроводам газ поступает в коллекторы и в промысловые газораспределительные станции (ПГРС). Здесь газ вновь очищают в масляных пылеуловителях, осушают, одорируют и снижают давление газа до 5,4—5,7 Мпа. В начальный период эксплуатации пластовое давление бывает достаточное. Головную компрессорную станцию строят только после снижения давления в пласте. Промежуточные компрессорные станции располагают примерно через 150 км. Для возможности проведения ремонтов предусматривают линейную запорную арматуру, которую устанавливают не реже чем через 25 км. Для надежности газоснабжения и возможности транспортировать большие потоки газа современные магистральные газопроводы выполняют в две или несколько ниток. Газопровод заканчивается газораспределительной станцией (или несколькими ГРС), которая подает газ крупному городу или промышленному узлу. По пути газопровод имеет отводы, по которым газ поступает к ГРС промежуточных потребителей (городов, населенных пунктов и промышленных объектов).

Рис. 3.1. Принципиальная схема газотранспортной системы

Ск — скважины; Сеп — сепараторы; ПГ — промысловые газопроводы; ПГРС — промысловая газораспределительная станция; МГ — магистральный газопровод; ПКС — промежуточная компрессорная станция; ЛЗА — линейная запорная арматура; ГРС — газораспределительная станция; ПХ — подземное хранилище газа; ПП — промежуточный потребитель

Система магистрального транспортирования газа от промыслов до потребителей является достаточно жесткой, так как. ее аккумулирующая способность невелика и может лишь частично покрыть внутрисуточную неравномерность потребления. Для покрытия сезонной неравномерности используют подземные хранилища и специально подобранные потребители-регуляторы, которые в зимний период работают на другом виде топлива (газомазутные или пылегазовые электростанции).

Газопроводы строят диаметром 1220 и 1420 мм. Использование труб больших диаметров повышает экономичность газотранспортнойсистемы. Газопроводы рассчитывают на максимальное давление в 5,5 МПа, которое обычно бывает после компрессорных станций. По мере движения газа его давление уменьшается, так как потенциальная энергия расходуется на преодоление гидравлических сопротивлений. Перед компрессорными станциями давление снижается до 3—4 МПа. Мощность применяемых газоперекачивающих агрегатов 8—10 тыс. кВт.

Необходимость хранения газа возникает в результате неравномерности его потребления. В летний период, когда подача газа в город превосходит его потребление, излишки газа необходимо направлять в газохранилище с тем, чтобы зимой аккумулированный газ можно было подавать в город. Для хранения газа используют подземные хранилища.

Для покрытия часовой неравномерности потребления газа широко используют аккумулирующую емкость последнего участка магистрального газопровода. Работа последнего участка газопровода существенно отличается от работы других участков, так как носит резко выраженный нестационарный характер. Количество газа, поступившего в последний участок магистрального газопровода, не подвержено резким колебаниям, а отбор газа значительно изменяется, так как зависит от режима его потребления в городе. В ночное время наблюдается провал потребления. В результате из газопровода отбирают количество газа меньше, чем его поступает. Количество газа, находящегося в последнем участке газопровода, увеличивается, и давление в нем растет. В периоды повышенного потребления и пиковых нагрузок, когда отбор газа оказывается больше поступления, используют аккумулированный газ. Газгольдерные станции, служащие для выравнивания часовой неравномерности потребления газа, в настоящее время не строят из-за их высокой стоимости и большой металлоемкости.

Для выравнивания сезонной неравномерности служат подземные хранилища газа. В качестве подземных хранилищ используют истощенные газовые и нефтяные месторождения. Если вблизи центров потребления газа такие месторождения отсутствуют, то хранилища сооружают в подземных водоносных пластах. Подземное хранение газа получило в мировой практике большое распространение. В Советском Союзе в настоящее время проводят большие работы по созданию подземных газохранилищ. Первое подземное газохранилище в нашей стране было создано в истощенной газовой залежи около Бугуруслана. Построены и строят газохранилища вблизи Москвы, Ленинграда, Минска, Киева, Ташкента и других городов. Подземное хранение значительно дешевле других способов хранения газа.

3. Принципиальные схемы газоснабжения городов и населенных пунктов: двухступенчатые и многоступенчатые, тупиковые и кольцевые системы.

Современные городские распределительные системы представляют собой сложный комплекс сооружений, состоящий из следующих основных элементов: газовых сетей низкого, среднего и высокого давления, газораспределительных станций, газорегуляторных пунктов и установок. В указанных станциях и установках давление газа снижают до необходимой величины и автоматически поддерживают постоянным. Они имеют автоматические предохранительные устройства, которые исключают возможность повышения давления газа в сетях сверх нормы, системы связи и телемеханизации.

Основным элементом городских систем газоснабжения являются газопроводы, которые классифицируют по давлению газа и назначению. В зависимости от максимального давления газа городские газопроводы разделяют на следующие группы:

1) газопроводы низкого давления с давлением газа до 5 кПа (500 мм вод. ст. избыточных); в газопроводах низкого давления при газоснабжении бытовых потребителей природным газом давлениедолжно приниматься до 3 кПа, при газоснабжении сжиженными углеводородными газами до 4 кПа и при газоснабжении искусственнымигазами до 2 кПа;

2) газопроводы среднего давления с давлением газа от 5 до 0,3 Мпа (от 500 мм вод. ст. до 3 кгс/см² избыточных);

3) газопроводы высокого давления с давлением газа от 0,3 до 1,2 МПа (от 3 до 12 кгс/см² избыточных).

Газопроводы низкого давления служат для транспортирования газа в жилые и общественные здания, предприятия общественного питания, а также во встроенные в жилые и общественные здания отопительные котельные и предприятия бытового обслуживания. К газопроводам низкого давления можно присоединять мелких потребителей и небольшие отопительные котельные. Крупные коммунальные потребители не присоединяют к сетям низкого давления, так как транспортировать по ним большие сосредоточенные количества газа неэкономично.

Газопроводы среднего и высокого давления служат для питания городских распределительных сетей низкого и среднего давления через газорегуляторные пункты (ГРП). Они также подают газ через ГРП и местные газорегуляторные установки (ГРУ) в газопроводы промышленных и коммунальных предприятий. По действующим нормам максимальное давление у промышленных предприятий, а также расположенных в отдельно стоящих зданиях отопительных и производственных котельных коммунальных и сельскохозяйственных предприятий допекается до 0,6 МПа. У сельскохозяйственных и коммунальных предприятий, встроенных в здания, давление газа допускается до 0,3 МПа.

Городские газопроводы высокого давления являются основными артериями, питающими крупный город, их выполняют в виде кольца, полукольца или в виде лучей. По ним газ подают через ГРП в сети среднего и высокого давления, а также крупным промышленным предприятиям, технологические процессы которых нуждаются в газе давлением свыше 0,6 МПа.

Питание газом жилых и общественных зданий, коммунально-бытовых и промышленных потребителей, а также котельных от ceтей среднего и высокого давления осуществляют только через.ГРП. Связь между газопроводами различного давления также осуществляетсятолько через ГРП.

По числу ступеней давления, применяемых в газовых сетях, системы газоснабжения подразделяются на:

1) двухступенчатые, состоящие из сетей низкого и среднего или низкого и высокого (до 0,6 МПа) давления;

2) трехступенчатые, включающие газопроводы низкого, среднего и высокого (до 0,6 МПа) давления;

3) многоступенчатые, в которых газ подается по газопроводам низкого, среднего и высокого (до 0,6 и до 1,2 МПа) давления.

Двух-, трех- и многоступенчатые системы газоснабжения с газорегуляторными пунктами, располагаемыми в отапливаемых отдельно стоящих зданиях, с газопроводами нескольких ступеней давлений являются наиболее разработанными и распространенными городскими системами.

Для средних и небольших городов обычно принимают двухступенчатую систему с газопроводами высокого (до 0,6 МПа) и низкого давления. Если в центральной части города проложить газопроводы высокого давления оказывается невозможным, применяют трехступенчатую систему: высокое (до 0,6 МПа), среднее и низкое давление или двухступенчатую: среднее и низкое давление. В первом случае высокое давление заменяют средним только частично: в центральной, наиболее плотно застроенной и населенной части города. Выбор того или иного варианта определяется технико-экономическим расчетом.

Многоступенчатые системы газоснабжения с газопроводами давлением более 0,6 МПа применяют только в крупных городах и областных системах.

Для крупных и средних городов сети проектируют кольцевыми, а для мелких городов как высокая ступень давления, так и низкая может быть запроектирована тупиковой. Диаметры распределительных газопроводов обычно изменяются в пределах 50—400 мм.

Газорегуляторные пункты, расположенные в отдельно стоящих зданиях с отоплением и вентиляцией, удобно эксплуатировать и проводить в них ремонтные работы. Число ГРП определяют технико-экономическим расчетом. Газорегуляторные пункты располагают в центрах зон, которые они питают. Зона действия одного ГРП не должна перекрываться зоной действия другого.

Трассы газопровода проектируют с учетом транспортирования потребителям газа кратчайшим путем, т. е. из условия минимальной протяженности сети. Точки встречи потоков газа назначают на границезон соседних ГРП.

4. Классификация газопроводов в соответствии со СНиП 2.04.08-87*. Виды городского газопотребления (бытовое, коммунальными, общественными и промышленными потребителями). Годовые нормативы расхода газа по СНиП 2.04.08-87*. (+ вопр. 3)

Годовое потребление газа городом, районом города или поселком является основой при составлении проекта газоснабжения. Расчет годового потребления производят по нормам на конец расчетного периода с учетом перспективы развития городских потребителей газа. Продолжительность расчетного периода устанавливают на основании плана перспективного развития города или поселка.

Все виды городского потребления газа можно сгруппировать следующим образом:

а) бытовое потребление (потребление газа в квартирах); б) потребление в коммунальных и общественных предприятиях; в) потребление на отопление и вентиляцию зданий; г) промышленное потребление.

Расчет расхода газа на бытовые, коммунальные и общественные нужды представляет собой сложную задачу, так как количество газа, расходуемого этими потребителями, зависит от ряда факторов: газооборудования, благоустройства и населенности квартир, газооборудования городских учреждений и предприятий, степени обслуживания населения этими учреждениями и предприятиями, охвата потребителей централизованным горячим водоснабжением и от климатических условий. Большинство приведенных факторов не поддается точному учету, поэтому потребление газа рассчитывают по средним нормам, разработанным в результате многолетнего опыта.

Особенно трудно определить расход газа в квартирах. В нормах расхода газа учтено, что население частично питается в буфетах, столовых и ресторанах, а также пользуется услугами коммунально-бытовых предприятий. Годовые расходы газа на приготовление пищи и горячей воды в квартирах, а также на хозяйственно-бытовые и коммунальные нужды общественных зданий, предприятий общественного питания и коммунальных предприятий определяют по нормам СНиП II-37-76, которые приведены в табл. 5.1.

По СНиП II-37-76 расход газа на приготовление пищи в квартирах при наличии централизованного горячего водоснабжения принимают равным 2680 МДж/(год-чел). При отсутствии централизованного горячего водоснабжения и газового водонагревателя расход газа увеличивается, так как горячую воду приготовляют на плите, и составляет по нормам 3400 МДж/(год-чел). Расход газа на приготовление пищи и горячей воды в газовом водонагревателе принимают равным 5320 МДж/(год-чел). При расчете потребления газа в квартирах учитывают также его расход на стирку белья исходя из нормы 8790 МДж на 1 т сухого белья.

В табл. 5.1 приведены нормы расхода газа по СНиП II-37-76 в МДж, отнесенные к потреблению одним человеком в год, условной единицей в год или просто к условной единице. Так, расход в квартирах (кроме стирки белья) дан в МДж в год на 1 человека. Потребление в учреждениях здравоохранения дано в МДж на 1 условную единицу в год. Расход газа на стирку белья, мытье в банях, приготовление пищи в столовых и на выпечку хлеба приведен в МДж на 1 условную единицу. Такое разнообразие единиц измерения создает известные трудности при расчете годового потребления. Поэтому наиболее простой путь будет в рассмотрении методики расчета годового потребления газа отдельно для каждой группы потребителей.

-

Таблица 5.1. Нормы расхода газа (в тепловых единицах) на хозяйственно-бытовые и коммунальные нужды (СНиП II-37-76)