Углеводородные газы

Реферат Углеводородные газы

1. Состав сжиженных углеводородных газов

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

При нормальных условиях из предельных углеводородов (C_n H_2n+2) газами являются лишь метан, этан, пропан, и бутан. При О⁰С этан конденсируется в жидкость при повышении давления до 3 Мпа. Пропан до 0,47 Мпа, Н-бутан до 0,116 МПа, Изобутан до 0,16 МПа. Рассмотрим, какие углеводороды переходят в жидкое состояние при сравнительно небольшом понижении температуры и атмосферном давлении 4подходящей для практического применения являются пропан и бутан. На ряду с нормальными предельными углеводородами существуют изомерные соединения, отличающиеся характером расположения атомов углерода, а также некоторыми свойствами. Изомер бутана — изобутан.

Структура и ф-ла Н-бутана СН₃-СН₂-СН₂— СН₃

Изобутан:

Помимо предельных в состав СУГ встречаются также группа ненасыщ. Или непредельных углеводородов, характеризуются двойной или тройной связью между атомами углерода. Это этилен, пропилен, бутилен (нормальный и изомерный). Общая формула непредельных углеводородов с двойной связью С_nН_2n. Этилен С2Н4 СН2=СН2. Для получения сжиженных углеводородных газов используется жирные природные газы, т. е. газы из нефтяных и конденсатных месторождений, содержащих большое количество тяжелых углеводородов. На газоперерабатывающих заводах их этих газов выделяются пропан-бутановую фракцию и газовый бензин (С5Н12). Технический пропан и бутан, а также их смеси представляют собой сжиженный газ, используемый для газоснабжения потребителей.

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

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

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

2. Технические сжиженные газы. Марки СУГ

Состав сжиженных газов, применяемых в газоснабжении выбираются с учетом климатических условий, где он используется. И определяется требованиями ГОСТ 20 448 «Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления. Технические условия». Состав подбирается так, чтобы при низких температурах зимой упругость паров смеси была достаточной для нормальной работы регуляторов. А при высоких температурах летом не превышала мах давления, на которые рассчитаны баллоны и резервуары для СУГ. Согласно ГОСТ давление насыщенных паров смеси д.б. не менее 0,16 МПа при t=+45⁰C. Если сжиженный пропан может применяться при температурах от -35 до +45, то бутан в условиях с естественным испарением не м.б. использован при темературах ниже 0, хотя при t >0 он имеет значительное преимущество перед пропаном. Поэтому подбором состава сжиженного газа можно получать желаемые свойства.

ГОСТ на СУГ устанавливают 3 марки сжиженного газа:

1) Смесь пропана и бутана технических зимняя СПБТЗ

2) Смесь пропана и бутана технических летняя СПБТЛ

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

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

С учетом оптимальной упругости насыщенных паров ГОСТ предусматривает содержание пропана и пропилена в зимней марке не <75% по массе. А в летней марке и бутане техническим содержанием этих компонентов не нормируется. Сумма бутанов и бутиленов в зимней марке не нормируется, в летней не >60%, в бутане техническом не <60% по массе. Ограничение в составе сжиженных газов содержания лёгких компонентов (этан, этилен) связано с тем, что наличие значительного количества этих углеводородов приводит к резкому увеличению упругости паров. Например, при 35⁰C упругость насыщенных паров этана достигает 4,9 МПа. В то же время наличие незначительного количества легких компонентов в сжиженном газе повышает общее давление насыщенных паров смеси, что обеспечивает в зимнее время нормальное газоснабжение потребителей.

Наличие значительного количества пентана также недопустимо, т.к. это приводит к резкому снижению давления насыщенных паров и повышению точки росы (t-ра конденсации пентана около 3⁰C).

3. Свойство СУГ

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

1) В виде жидкости (жидкая фаза)

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

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

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

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

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

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

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

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

Разница между верхним и нижним пределами незначительна, поэтому при их сжимании допускается применение отношения воздух-сжиженный газ. Обладает невысокими t-ми воспламенения по сравнению с большинством горючих газов (510⁰C для пропана и 490⁰C для бутана). Возможно образование конденсата при снижении t до точки росы или при повышении давления. Сжиженные газы характеризуются низкой t-рой кипения и поэтому при испарении во время внезапного выхода из трубопровода или резервуара в атмосферу охлаждается до отрицательной t-ры. Жидкая фаза попадая на незащищенную кожу человека может привести к обморожению. По характеру воздействия оно напоминает ожог.

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

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

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

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

4. Достоинства и недостатки СУГ

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

1. Возможность создать у потребителя необходимый запас газа в жидком виде.

2. Простота транспортировки

3. Выделение наибольшего количества теплоты при сжигании

4. Отсутствие в составе СУГ коррозионно-активных веществ

5. Доступность использования в любом виде и в любых условиях Недостатки СУГ:

1. Переменность состава и теплоты сгорания при естественном испарении

2. Малые значения низшей границы предела воспламенения

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

4. Низкая температура воспламенения

5. Возможность обморожения обслуживающего персонала при аварийных ситуациях

6. Большой коэффициент объёмного расширения

5. Диаграммы состояния сжиженных газов

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

1. Упругость паров при данной температуре

2. Давление перегретых паров при данных условиях

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

4. Степень сухости и влажности паров

5. Теплоту парообразования

6. Работу сжатия компрессором и повышения температуры при сжатии

7. Эффект охлаждения жидкости и газа при снижении давления (дросселировании)

8. Скорость истечения газа из сопел газогорелочных устройств Диаграмма состояния строится на сетке из горизонтальных линий постоянных абсолютных давлений и вертикальных линий постоянных энтальпий. На сетку диаграммы наносят следующие точки и линии.

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

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

I. Характеризует жидкую фазу

II. Парожидкостная фаза

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

3) Кривые сухости пара, которые выходят из критической точки К — КХ, КХ'

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

5) Линии постоянных удельных объёмов (изохоры) ОБ — в области жидкой фазы О’Б' — в области парожидкостной фазы Б’Б'' — в области газовой фазы Эти же линии соответствуют постоянной плотности Точка О на пограничной кривой ЖК показывает удельный объём жидкой фазы.

Точка Б' на КП — паровой фазы, находящейся в резервуарах или баллонах в эксплуатационных условиях

6) Линии постоянной энтропии AD, A’D' (адиабаты). Они используются при определении параметров углеводородов при сжатии их в компрессоре и при истечении из сопел газогорелочных устройств Давление жидкой и паровой фазы в замкнутом объёме при заданной температуре определяется по точке пересечения изотермы с одной из пограничных кривых КМ или КП.

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

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

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

Теплота парообразования при заданном давлении определяется как разность энтальпий в точке Е и М заданной изобары с общими пограничными кривыми Степень сухости пара Х определяется Л изобары с кривой постоянной сухости пара при данной энтальпии.

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

Действительная работа сжатия будет несколько больше и определяется по формуле

—адиабатный КПД процесса сжатия (0,85−0,9)

6. Смеси газов и жидкостей. Пересчёт состава смесей

сжиженный углеводородный газоснабжение Состав сжиженного газа в жидкой и паровой фазах может выражаться массовыми g_i, объёмными y_i и малярными долями для газов r_i, для жидкостей Х.

Где m_i — масса, кг

V_i — объём, м³

N_i — число молей i-го компонента в смеси.

Для газовых (идеальных смесей) мольные и объёмные доли равны это следует из закона Авогадро Пересчёт состава сжиженного газа из одного вида в другой производится следующим образом:

1. Для жидких смесей:

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

(1)

(2)

Где с_i и M_i — соответственно плотность и молярная масса Б) при заданном объёмном составе, массовый и молярный находятся по формулам

(3)

(4)

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

(5)

(6)

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

7. Определение свойств СУГ

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

;

Плотность газовой смеси заданного состава определяется:

— мольная доля i-ого компонента смеси

— Плотность i-ого компонента смеси, кг/м³

Она находится по таблице или рассчитывается по закону Авогадро:

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

— Молекулярный объем i-ого компонента, м³/кмоль Средняя плотность жидкой смеси при известном массовом составе определяется по формуле:

При известном молекулярном составе:

Где — плотность i-ого компонента входящего в жидкую смесь в жидкой фазе, кг/л Плотность газовой смеси при повышенном давление находится из уравнения состояния для реальных газов.

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

— газовая постоянная смеси, (Дж/кг К)

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

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

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

;

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

;

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

— масса i-ого компонента смеси, кг

— молекулярная масса i-ого компонента смеси, кг/кмоль

V_Mi-молекулярный объем i-ого компонента Для подсчета низшей объемной температуры сгорания смеси СУГ используется следующая зависимость

— низшая объемная теплота сгорания i-ого компонента, кДж/м³

Низшая массовая температура сгорания Пределы воспламенения смеси СУГ, не содержащих балластных примесей, определяются:

L_см— нижний или верхний предел воспламенения смеси газов.

— нижний или верхний предел воспламенения i-ого компонента.

8. Схемы перелива СУГ. Перемещение СУГ за счет разности уровней

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

СУГ перемещают:

— за счет разности уровней

— сжатием газов

— с помощью подогрева или охлаждения

— при помощи компрессора

— при помощи насоса

— взаимным вытеснением жидкости

За счет разности уровней

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

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

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

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

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

Поэтому для слива разность уровней должна компенсировать эту разность давлений

Где — давление газа в резервуаре, Па

— давление газа в цистерне

— плотность жидкой фазы СУГ, кг/м³

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

«+» метода:

1. Простота схемы

2. Отсутствие механических агрегатов

3. Надежность работы всех узлов

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

«-» метода:

1. Невозможность использования местности с гористым рельефом.

2. Большая продолжительность процесса.

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

9. Газонаполнительные станции

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

На ГНС выполняются след. работы:

· -приём сжиженных газов от поставщика

· -слив сж. газов в свои хранилища

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

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

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

· -приём пустых и выдача наполненных баллонов

· -транспортировка сж. газов по внутренней сети трубопровод

· -ремонт баллонов и их переосвидетельствование Техническое обслуживание и ремонт оборудования на станции В ряде случаев на ГНС производится:

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

· -смешение паров газа с воздухом или низкокалорийными газами

· -выдача паров сж. газа газовоздушных и газовых смесей в гор. распределительные системы Для выполнения этих операций на ГНС имеются след. подразделения и цеха:

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

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

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

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

· -склад суточного запаса пустых и заполненных баллонов

· -колонки для заполнения автоцистерн

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

ГНС следует размещать вне населённых пунктов с подветренной стороны господствующих ветров, при этом следует соблюдать требуемые расстояния между ГНС и остальными сооружениями.

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

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

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

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

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

5. Банков С. Е.: Электромагнитные кристаллы. — М.: ФИЗМАТЛИТ, 2010

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

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

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

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

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

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

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

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

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