Переработка газообразного топлива

 

Таблица 1.2

Состав газов природного происхождения (% об.)

 

Вид газа	CH4	C2H6	C3H8	C4H10	C5H12 и выше	CO2, N2, H2, He
Природный	98,9	0,3	0,2	0,1	-	0,5
Попутный	30,8	7,5	21,5	20,4	19,8	-
Газоконденсатных месторождений	84,7	4,6	1,6	0,8	1,9	6,4

 

Таблица 1.3

Состав газов переработки твердого топлива (% об.)

 

Компонент газа	Вид газа
	Полукок-сования	Обратный коксовый	Сланцевый	Подземной газификации
Водород	17-30	52-60	22-28	13-9
Метан	55-65	22-30	15-18	1,5-2,5
Алкены	2-7	1,5-3	5,2-5,5	0,2

 

продолжение табл. 1.3

 

Сероводород	0,2-0,3	0,2-0,3	0,2-0,3	0,5-1,7
Оксид углерода (II)	5-8	5,5-8	9-12	3-19
Оксид углерода (IV)	4-10	1,7-2,8	14-17	10-29
Кислород	0,1-3	0,3-1,2	0,5-10	0,2-0,6
Азот	3-8	4-8	23-31	48-56

 

 

2. Сырьевые источники природного газообразного топлива

 

Все запасы газообразного топлива на Планете по степени из разведанности делятся на три категории:

- промышленные (разведанные) запасы, на основании которых составляются проекты разработки месторождений и проекты газопроводов;

- запасы, установленные на  основании благоприятных геолого-физических  данных и являющиеся основанием  для организации разведочных  работ на конкретных земельных площадях;

-прогнозируемые запасы, устанавливаемые на основе анализа  общих геологических критериев  нефтегазоносности.

Разведанные запасы природного газообразного топлива на Земле превышают 60 трлн. м3, а прогнозируемые запасы оцениваются в 200 трлн. м3. Крупнейшие газовые месторождения находятся в Алжире, США, Иране, Нидерландах. В РФ открыто около 500 газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождений с запасами топлива в них свыше 1 трлн. м3. Важнейшими из них являются Уренгойское, Заполярное, Медвежье, Ямбургское газовые, Оренбургское, Вуктыльское (Коми АССР) и Астраханское газоконденсатные месторождения. Все разведанные запасы газа в стране оцениваются в 31 трлн. м3.

Месторождения газообразного топлива в РФ распределены неравномерно как по территории, так и по глубине залегания. Из общего количества разведанных запасов 75% приходится на районы Сибири и Дальнего Востока, причем основные запасы газа падают на месторождения Тюменской области. Глубина залегания газовых месторождений колеблется от 0,1 до 5 км; при этом на глубинах 1 – 3 км сосредоточено около 85% всего газа.

Попутный нефтяной газ выделяется из нефти при ее добыче и стабилизации. Природный газ и газ газоконденсатных месторождений находятся в газовых залежах под давлением 5 – 10 МПа, которое создается напором пластовых вод и давлением горных пород. Поэтому эти газы извлекают через сеть скважин фонтанным способом, при котором газ поднимается на поверхность за счет пластового давления. Так как при свободном истечении газа энергия пласта расходуется нерационально и возможно разрушение скважины, расход газа ограничивают, устанавливая на выходе скважины штуцер. С помощью которого регулируют количество отбираемого из скважины газа.

Современный газовый промысел представляет сложный технический комплекс, в состав которого входят эксплуатационные скважины, газосборные сети с установками по сбору газа, компрессорные, холодильные и газораспределительные станции.

Сбор газа на промысле организуется по кольцевой или лучевой схемам. На рис. 1.2 представлена наиболее распространенная кольцевая схема сбора газа.

Рис. 1.2. Кольцевая схема сбора газа на промысле:1 – газовые скважины, 2 – промысловый коллектор, 3 – сборный пункт газа, 4 – перемычка на кольцевом коллекторе, 5 – регулировочные штуцеры.

 

Число скважин, подключаемых к пунктам сбора газа, зависит от размера месторождения, конфигурации газовой залежи, системы расположения скважин и параметров извлекаемого газа (состав, давление, температура).

Важнейшей характеристикой работы газового промысла является коэффициент извлечения газа при эксплуатации или газоотдача месторождения. В отличие от коэффициента извлечения твердых ископаемых (50 – 60%) и нефтеотдачи (30 – 40%) газоотдача значительно выше и составляет в среднем 85%, достигая в отдельных случаях 92% и более. Это объясняется малой вязкостью и высокой упругостью газа по сравнению с нефтью и низким коэффициентом сорбции газа горными породами. При указанной газоотдаче время эксплуатации газового месторождения составляет 15 – 20 лет.

Масштабы добычи природного газообразного топлива непрерывно возрастают. С начала разработки газовых месторождений из недр добыто 24,4 трлн. м3 газа. Если в 1970 году мировая добыча газа составляла 1, 03 трлн. м3, то в 1987 году она возросла до 1,77 трлн. м3. В РФ в 1993 году было добыто 638 млрд. м3 газа, что составило 30% энергетического баланса страны.

Добытый газ перед транспортировкой очищают от механических примесей и капель жидкости в сепараторах различного типа, после чего для предотвращения коррозии газопроводов подвергают осушке и очистке от сернистых соединений.

Для осушки газа используют абсорбционный или адсорбционный методы. При абсорбционной осушке газ промывают в скрубберах диэтиленгликолем, при адсорбционной – влагу удаляют при пропускании газа через колонны, наполненные силикагелем или синтетическим цеолитом.

Для удаления сернистых соединений применяют мокрые методы, основанные на поглощении соединений серы растворами слабо щелочных реагентов, обычно карбонатов

 

K2CO3 + H2S

KHS + KHCO3                                                      (1)

 

или моноэтаноламина

 

2HOC2H4NH2 + H2S

(HOC2H4NH3)2+S-2                 (2)

 

с последующей регенерацией абсорбента нагреванием раствора соли.

Газы газоконденсатных месторождений помимо общей очистки подвергаются низкотемпературной сепарации. При этом, за счет резкого снижения давления, пары воды и жидких углеводородов в газе конденсируются и отделяются от газа, после чего конденсат разделяется на воду и углеводородный слой.

Для транспортировки газообразного природного топлива используются газопроводы диаметром до 1 м, по которым газ под давлением 7 МПа перемещается со скоростью до 500 метров в минуту. Для компенсации падения давления по длине газопровода, через каждые 80 – 100 км установлены специальные компрессионные станции, оборудованные газоперекачивающими агрегатами. Длина газопроводов в России составляет 65000 км. Важнейшими и наиболее протяженными из них являются газопроводы: Саратов – Москва (843 км), Ставрополь – Москва (1254 км), кольцевой газопровод Московской области (1000 км), Краснодар – Серпухов (1773 км), Саратов – Череповец (1118 км), Серпухов – Санкт-Петербург (803 км) и другие.

 

1.3. Значение и область применения газообразного топлива

 

Газообразное топливо с каждым годом находит все более широкое применение в различных отраслях народного хозяйства. В сельскохозяйственном производстве газообразное топливо широко используется для технологических (при отоплении теплиц, парников, сушилок, животноводческих и птицеводческих комплексов) и бытовых целей.

В последнее время его все больше стали применять для двигателей внутреннего сгорания. По сравнению с другими видами газообразное топливо обладает следующими преимуществами:

- сгорает в теоретическом  количестве воздуха, что обеспечивает высокие тепловой кпд и температуру горения;

- при сгорании не образует  нежелательных продуктов сухой  перегонки и сернистых соединений, копоти и дыма;

- сравнительно легко подводится  по газопроводам к удаленным  объектам потребления и может храниться централизованно;

- легко зажигается при  любой температуре окружающего  воздуха;

- требует сравнительно  небольших затрат при добыче, а значит, является по сравнению  с другими более дешевым видом  топлива;

- может быть использовано  в сжатом или сжиженном виде для двигателей внутреннего сгорания;

- обладает высокими противодетонационными  свойствами;

- при сгорании не образует  конденсата, что обеспечивает значительное  уменьшение износа деталей двигателя  и т.п.

Вместе с тем газообразное топливо имеет также определенные отрицательные свойства, к которым относятся: отравляющее действие, образование взрывчатых смесей при смешении с воздухом, легкое протекание через неплотности соединений и др. Поэтому при работе с газообразным топливом требуется тщательное соблюдение соответствующих правил техники безопасности.

Применение газообразных видов топлива обусловливается их составом и свойствами углеводородной части. Наиболее широко применяются природный или попутный газ нефтяных или газовых месторождений, а также заводские газы нефтеперерабатывающих и других заводов. Основными составляющими компонентами этих газов являются углеводороды с числом углеродных атомов в молекуле от одного до четырех (метан, этан, пропан, бутан и их производные).

Применение газообразного топлива для двигателей внутреннего сгорания. Непрерывно увеличивающийся парк автомобилей требует все большего количества топлива. Решить важнейшие народнохо-зяйственные проблемы стабильного обеспечения автомобильных двигателей эффективными энергоносителями и сокращения потребления жидкого топлива нефтяного происхождения возможно за счет использования газообразного топлива – сжиженного нефтяного и природного газов. Для автомобилей используют только высококалорийные или среднекалорийные газы. При работе на низкокалорийном газе двигатель не развивает необходимой мощности, а также сокращается дальность пробега автомобиля, что экономически невыгодно.

Применение сжатых газов. Выпускают следующие виды сжатых газов: природный, коксовый механизированный и коксовый обогащенный Основным горючим компонентом этих газов является метан. Так же как и для жидкого топлива, наличие в газообразном топливе сероводорода нежелательно из-за его коррозионного воздействия на газовую аппаратуру и детали двигателя. Октановое число газов позволяет форсировать автомобильные двигатели по степени сжатия (до 10 - 12). Основным горючим компонентом этих газов является метан. Так же как и для жидкого топлива, наличие в газообразном топливе сероводорода нежелательно из-за его коррозионного воздействия на газовую аппаратуру и детали двигателя. Октановое число газов позволяет форсировать автомобильные двигатели по степени сжатия (до 10 - 12).

В газе для автомобилей крайне нежелательно присутствие циана CN. Соединяясь с водой, он образует синильную кислоту, под действием которой в стенках баллонов образуются мельчайшие трещины. Наличие в газе смолистых веществ и механических примесей приводит к образованию отложений и загрязнений на приборах газовой аппаратуры и на деталях двигателей.

Наиболее часто на автомобилях устанавливают цилиндрические баллоны, рассчитанные на рабочее давление 20 МПа. В одном баллоне (вместимостью по воде 50 л) находится 10 м3 газа при температуре 20 °С и давлении 101,08 кПа. Масса заполненного баллона составляет около 65 кг, т.е. на 1 м3 газа приходится приблизительно 6,5 кг. Установка на автомобиль газовых баллонов вызывает снижение полезной грузоподъемности на 12 - 20 %, дальность пробега примерно на 200 км. Мощность также несколько снижается. Мощность двигателей снижается из-за меньшей теплоты сгорания газовоздушной смеси по сравнению с бензовоздушной и меньшего коэффициента наполнения цилиндров. Эксплуатационные качества автомобилей, работающих на бензине и гаге, выравнивают за счет повышения на 23 ... 25 % степени сжатия в двигателях, работающих на газе.

Применение сжиженных газов. Для газобаллонных автомобилей используют пропанбутановые фракции нефтяных и не нефтяных газов. Теплота сгорания этих фракций составляет около 46 055 кДж/м3, октановое число у сжиженных газов выше, чем у бензинов, и находится в пределах 90 … 120 ед. При работе двигателей на газообразном топливе улучшаются условия работы моторного масла, которое значительно меньше загрязняется различными примесями. Так, концентрация загрязняющих примесей в масле двигателя автомобиля ЗИЛ-158, работавшего на газообразном топливе, после 5000 км пробега составляла 0,07 %, а после 10 000 км – 0,11 %; в моторном масле двигателя автомобиля ЗИЛ-158, работавшем на бензине, концентрация загрязнений после 5000 км составляла 0,4 %.