Требования к качеству товарного газа

Требования к качеству товарного газа

Требования к качеству товарного газа

Показатели качества товарного газа основаны на следующих требованиях:

· газ при транспортировке не должен вызывать коррозию трубопровода, арматуры, приборов и т.д.;

· газ в условиях трубопровода (при его транспорте) должен быть в однофазном состоянии, т.е. не должно произойти образование и выпадение в газопроводе углеводородной жидкости, водяного конденсата и газовых гидратов;

· товарный газ не должен вызывать осложнений у потребителя при его использовании.

Для того чтобы газ отвечал указанным требованиям, необходимо определять точку росы по воде, содержание углеводорода, содержания в газе сернистых соединений, механических примесей и кислорода.

Важный показатель качества товарного газа – содержание в нем кислорода. Значение этого показателя – не более 1%. При большем содержании кислорода газ становится взрывоопасным. Кроме того, кислород способствует усилению коррозии в системе.

Отраслевой стандарт не устанавливает конкретное содержание отдельных углеводородов в товарном газе. Это связано с разнообразием составов сырьевого газа (см. табл. 2.3).

Таблица 2.3

Нормы ОСТ 51.40-93 на природный газ, транспортируемый

по магистральным газопроводам

  Показатели Для климатической зоны
умеренно-жаркой холодной
Точка росы по влаге и тяжелым УВ, , не более
в зимний период (с 1/Х по 30/IV) 0/-5 -10/- 25
в летний период (с 1/V по 30/IX) 0/0 — 5/-10
меркаптановой серы, г/100 м3 1,6 1,6
Низшая теплота сгорания (ст. усл.), МДж/м3 32,5 32,5
сероводорода, г/100м3 0,7 0,7
кислорода, % 0,5 1,0

В газе могут содержаться также сероокись углерода (COS), сероуглерод (CS2) и др. В ГОСТе содержание этих компонентов не указано. Следовало бы установить общее количество всех сернистых соединений в газе.

Несомненно, обеспечение надежной транспортировки, хранения и использования продукции газовых скважин должно отвечать определенным требованиям, изложенным в соответствующих стандартах и технических условиях.

Например, на заключительном этапе разработки газоконденсатных месторождений для получения товарного газа, отвечающего требованиям отраслевого стандарта, необходимо вводить установки искусственного холода (УИХ).

Затраты на строительство и эксплуатацию УИХ значительно превышают прибыль от выхода дополнительной продукции УКПГ. Для поддержания высокой эффективности работы газотранспортных систем предложен комплексный подход к определению показателей качества газа.

Суть предложения сводится к тому, чтобы не внедрять ОСТ на каждом месторождении, связанном с одним магистральным газопроводом, а на основном месторождении установить более высокие показатели качества газа, чем по стандарту.

За основное можно принимать наиболее крупное месторождение из рассматриваемой группы с тем, чтобы на нем было экономически выгодно применять сложную технологию, позволяющую на всех этапах разработки осуществлять осушку газа по влаге и извлечению тяжелых УВ.

Базовыми могут служить месторождения, в газе которых содержится сероводород, т.к. на газоперерабатывающих заводах после сероочистки необходимо проводить осушку на гликолевых установках или охлаждать весь объем газа с использованием искусственного холода.

Практически без больших дополнительных затрат на базовых месторождениях или на газоперерабатывающих заводах можно готовить газ с точкой росы по влаге и углеводородам ниже, чем по ОСТ 51.40-93.

Это позволит подавать в магистральный газопровод газ, добываемый на небольших месторождениях, находящихся вдоль трассы, без организации сложных систем промысловой подготовки газа, осуществляя только отделение жидкой фазы.

Смешение сырого газа с газом, имеющим более низкую точку росы, чем по требованиям ОСТа, позволяет получить смесь, которая будет отвечать требованиям ОСТа.

Применение такой системы промысловой подготовки газа дает возможность сконцентрировать сложное промысловое оборудование на одном базовом месторождении, мелкие месторождения обустраивать по упрощенным схемам.

Основные требования к технологическим процессам промысловой и заводской обработки природных и нефтяных газов – это обеспечение показателей качества товарного газа и другой продукции газовой промышленности.

Следует отметить, что в настоящее время единых международных норм по допустимым значениям содержания в газе сероводорода, углекислоты, сераорганических соединений, азота, воды, механических примесей и т.д. не существует.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Источник: https://studopedia.ru/7_181213_trebovaniya-k-kachestvu-tovarnogo-gaza.html

Качество поставляемого газа

Требования к качеству товарного газа

Качество поставляемого природного газа на выходе с газораспределительной станции (ГРС) должно соответствовать ГОСТ 5542–87 «Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения».

В соответствие с ГОСТ 2939–63 «Условия определения объёма», объём реализуемого газа должен приводиться следующим условиям (стандартным условиям): температура 200С (293,150К), давление 760 мм.рт.ст.

(101325 н/м), влажность равна 0.

Контроль качества природного газа производится для определения товарных и технологических характеристик, определяющих условия наиболее эффективного транспорта и подачи газа потребителям.

Для выполнения требований вышеупомянутых нормативно-правовых актов на объектах магистрального газопровода устанавливается специальное оборудование — сепаратор, конденсатосборник и пылеуловитель.

  • Сепаратор — устройство, предназначенное для разделения твердой, жидкой и газовой фаз потока с последующим извлечением из него твердой и жидкой фаз. Сепарация газа предназначена для предохранения от попадания влаги и твердых частиц в промысловые газосборные сети и технологическое оборудование газовых и газоконденсатных месторождений.
  • Конденсатосборник — это специальное устройство, служащее для сбора и удаления конденсата и воды из транспортируемого газа.
  • Пылеуловитель — предназначен для глубокой очистки добываемого или транспортируемого природного газа от механических примесей, осуществляет тонкую очистку газа.

Кроме того, на газораспределительных сетях (после ГРС) также устанавливаются газовые фильтры и конденсатосборники.

Природный газ не обособленное вещество — это смесь разных компонентов, основной из которых — метан. Невозможно найти два абсолютно идентичных образца из разных месторождений: в каждом из них состав индивидуален.

Для его образования были использованы разные органические остатки, условия протекания химических реакций в недрах тоже не были одинаковыми. Дополнительными составляющими, кроме метана, являются углеводороды: этан, пропан, бутан, водород, сероводород, диоксид углерода, азот и гелий.

Физические константы индивидуальных углеводородных газов отражены в ГОСТ 30319.1.

Определение физико-химических свойств газа по ГОСТ 5542–87, с учётом межгосударственных стандартов ГОСТ 31369–2008 (ИСО 6976:1995); ГОСТ 31370–2008 (ИСО 10715:1997); ГОСТ 31371.1–2008 (ИСО 6974–1:2000) — ГОСТ 31371.

6–2008 (ИСО 6974.6:2002) и ГОСТ 31371.7–2008, осуществляется Трансгазом в аналитических лабораториях Трансгаза. По результатам анализа проб природного газа ежемесячно Трансгазом составляется паспорт качества газа.

В паспорте качества газа отражаются:

  • среднемесячные значения:
    • теплота сгорания низшая при стандартных условиях;
    • число Воббе высшее;
    • молярная доля килорода;
    • массовая концентрация сероводорода;
    • массовая концентрация сероводорода;
    • массовая концентрация меркаптановой серы;
    • масса механических примесей в 1 м³;
    • температура точки росы газа по влаге4
    • температура газа;
    • молярная доля азота;
    • молярная доля углекислого газа;
    • плотность газа при стандартных условиях.
  • место и периодичность отбора проб;
  • наименования ГРС, через которые подавался газ;
  • нормативно-правовые акты по методу испытания.

Расширенные сведения о составе природного газа за 2014 г. по Челябинской области приведены в табл. 1.

Таблица 1

Наименование показателяСреднегодовой показательЕдиница измерения
Метан97,04%
Этан0,99%
Пропан0,381%
И-бутан0,0516%
Н-бутан0,06%
И-пентан0,0136%
Н-пентан0,0106%
Нео-пентан0,00065%
Гексаны0,0074%
Азот1,29%
Диоксид углерода0,127%
Кислород0,0148%
Плотность газа0,6891кг/м3
Теплота сгорания низшая33,52МДж/м3
Значение числа Воббе49,15МДж/м3

Для обнаружения утечек природного газа, газу придают несвойственный ему запах (одорируют), для этого на ГРС существует установка по одоризации газа. В газораспределительные сети газ должен подаваться вместе с одорантом.

В соответствие с «Правилами поставки газа в РФ» (Утверждены Постановлением Правительства РФ от 05.02.1998 г. № 162, с изменениями на 19.06.2014 г.):

  • п.35. Поставщик обязан обеспечить качество газа в соответствии с  нормативными требованиями.
  • п.36. Одорирование газа производится в соответствии с нормативно-технической документацией.

По требованию Покупателя Поставщик предоставляет месячный паспорт качества Газа.

При разногласиях Сторон в оценке качества газа представители Поставщика, газораспределительной организации и Покупателя проводят совместные проверки соответствия метрологических характеристик контрольно-измерительных приборов действующим нормативным документам и правильности определения показателей качества газа с составлением акта.

Сторона, не согласная с результатами проверки, отражает в акте свое особое мнение. Особое мнение рассматривается в рабочем порядке, а в случае неразрешения спорной ситуации Сторона, не согласная с результатами проверки, обращается в территориальные органы Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии или в головной институт — ВНИИМ г.

 Санкт-Петербург для получения экспертного заключения.

Несоблюдение требований к качеству природного газа приводит к большим перерасходам средств, порче оборудования, а иногда и к авариям.

Источник: https://kkconstanta.com/publikacii/kachestvo-postavljaemogo-gaza/

10.2. Требования к качеству товарного газа

Требования к качеству товарного газа

Вследствие того,что природный газ транспортируют набольшие расстояния от мест добычи допотребителя по магистральным газопроводам,пересекающим различные климатическиезоны, особое значение приобретает вопроскачественной его обработки и осушки доточки росы, исключающей конденсациюводы из газа.

Наличие в газевлаги, жидких углеводородов, агрессивныхи механических примесей снижаетпропускную способность газопроводов,повышает расход ингибиторов, усиливаеткоррозию, увеличивает потребную мощностькомпрессорных агрегатов, способствуетзабиванию линий контрольно – измерительныхи регулирующих приборов.

Все это снижаетнадежность работы технологическихсистем, увеличивает вероятность аварийныхситуаций на компрессорных станциях игазопроводах.

Кроме того, пыльи механические примеси способствуютистиранию металла и, осаждаясь наповерхностях теплообменных аппаратов,ухудшают их тепловые характеристики.

Если притранспортировании газа падает давление,то повышается равновесная влагоемкость,тем самым делая газ менее насыщенным.При постоянной температуре не произойдетвыделения капельной влаги из такогогаза.

Если пританспортировании газа понижается еготемпература, то при постоянном давленииуменьшается равновесная влагоемкостьтакого газа: газ станет перенасыщенным.В этом случае часть капельной влагиконденсируется и выпадает в трубе.

Показатели качестватоварного газа основаны на следующихтребованиях:

а) газ притранспортировке не должен вызыватькоррозию трубопровода, арматуры, приборови так далее;

б) качество газадолжно обеспечить его транспортировкув однофазном состоянии, то есть не должнопроизойти образования и выпадения вгазопроводе углеводородной жидкости,водяного конденсата и газовых гидратов;

в) товарный газ недолжен вызывать осложнений у потребителяпри его использовании.

Для того чтобы газотвечал указанным требованиям, необходимоопределять точку росы по воде, содержаниеуглеводорода, содержание в газе сернистыхсоединений, механических примесей икислорода.

Важный показателькачества товарного газа – содержаниев нем кислорода. Значение этого показателя– не более 1 %. При большем содержаниикислорода газ становится взрывоопасным.Кроме того, кислород способствуетусилению коррозии в системе.

Отраслевой стандартне устанавливает конкретное содержаниеотдельных углеводородов в товарномгазе. Это связано с разнообразиемсоставов сырьевого газа.

В стандартвведенновый показатель, ограничивающийсодержание меркаптановой серы в товарномгазе не более 36 мг/м3.

В газе могутсодержаться также сероокись углерода(СОS), сероуглерод (СS2) и др. Встандарте содержание этих компонентовне указаны. Следовало бы установитьобщее количество всех сернистыхсоединений в газе.

Несомненно,обеспечение надежности транспортировки,хранения и использования продукциигазовой промышленности должно отвечатьопределенным требованиям, изложеннымв соответствующих стандартах и техническихусловиях.

Однако на практикебывают ситуации, когда экономическинецелесообразно производство продукции,отвечающей всем требованиям регламентирующихдокументов.

Например, назаключительном этапе разработкигазоконденсатных месторождений дляполучения товарного газа, отвечающеготребованиям отраслевого стандарта,необходимо вводить установки искусственногохолода (УИХ).

Затраты на строительствои эксплуатацию УИХ значительно превышаютприбыль от выхода дополнительнойпродукции УКПГ. Для поддержания высокойэффективности работы газотранспортныхсистем предложен комплексный подход копределению показателей качества газа.

Суть предложения сводится к тому, чтобыне внедрять ОСТ на каждом месторождении,связанном с одним магистральнымтрубопроводом, а на основном месторожденииустановить более высокие показателикачества газа, чем по стандарту.

Заосновное можно принимать наиболеекрупное месторождение из рассматриваемойгруппы с тем, чтобы на нем было экономическивыгодно применять сложную технологию,позволяющую на всех этапах разработкиосуществлять осушку газа по влаге иизвлечению тяжелых углеводородов.

Базовыми могутслужить месторождения, в газе которыхсодержится сероводород, так как нагазоперерабатывающих заводах послесероочистки необходимо проводить осушкуна гликолевых установках или охлаждатьвесь объем газа с использованиемискусственного холода.

Практически безбольших дополнительных затрат на базовыхместорождениях или на газоперерабатывающихзаводах можно готовить газ с точкойросы по влаге и углеводородам ниже, чемрегламентировано стандартом.

Этопозволит подавать в магистральныйгазопровод газ, добываемый на небольшихместорождениях, находящийся вдольтрассы, без организации сложных системпромысловой подготовки газа, осуществляятолько отделение жидкой фазы.

Применение такойсистемы промысловой подготовки газадает возможность сконцентрироватьсложное промысловое оборудование наодном базовом месторождении, мелкиеместорождения обустраивать по упрощеннымсхемам.

Основные требованияк технологическим процессам промысловойи заводской обработки природных инефтяных газов – это обеспечениепоказателей качества товарного газа идругой продукции газовой промышленности.

Следует отметить,что в настоящее время единых международныхнорм по допустимым содержаниямсероводорода, углекислоты, сероорганическихсоединений, азота, воды, механическихпримесей и так далее не существует.

Источник: https://studfiles.net/preview/5332673/page:3/

Требования к качеству товарного природного газа и продуктов газопереработки

Требования к качеству товарного газа

Добываемые природные углеводородные газы проходят два этапа первичной переработки:

Подготовка газа к переработке, включающая их очистку от механических примесей, от нежелательных химических соединений, в первую очередь кислых примесей, осушка газов.

При очистке газов от химических примесей используются различные сорбционные методы (абсорбционные, адсорбционные, хемосорбционные), каталитические методы (гидрирование, гидролиз, окисление), мембранные методы очистки. После извлечения сероводорода его перерабатывают в элементарную серу методом Клауса.

Осушка газа может быть осуществлена различными методами: прямым охлаждением, абсорбцией, адсорбцией или комбинированием этих методов.

Разделение газов начинается с отделения взвешенной жидкости низкотемпературной сепарацией.

Далее происходит извлечение жидких углеводородных компонентов компрессионным методом и масляной абсорбцией, а также различными низкотемпературными методами (низкотемпературная абсорбция — НТА, низкотемпературная конденсация – НТК, низкотемпературная ректификация – НТР, низкотемпературная адсорбция – НТ-адсорбция), приводящими к получению нестабильного газового бензина и рефлюкса – сырья для получения сжиженных газов и индивидуальных углеводородов. Следующие этапы физической переработки углеводородных газов – стабилизация газового бензина и газового конденсата, выносимого газом из скважины, и разделение углеводородных газов вплоть до индивидуальных углеводородов, а также выделение гелия, главным образом криогенным способом с последующим концентрированием и ожижением.

Т. о., основными товарными продуктами, получаемыми на ГПЗ в результате первичной, физической переработки природных углеводородных газов являются:

-товарный газ, направляемый в магистральный газопровод; -сера газовая (жидкая, комовая, молотая, гранулированная); -ШФЛУ; -стабильный газовый конденсат;

-бензин автомобильный марок А-76, А-92, АИ-95; -дизельное топливо; -котельное топливо:

-сжиженный газ; -пропан-бутан технический;

-бутан технический; -изопентан;

-одорант (смесь природных меркаптанов); -техуглерод (печной, термический, канальный); -гелий.

На все виды продукции установлены показатели качества, которые зафиксированы в общесоюзных стандартах (ГОСТ), отраслевых стандартах (ОСТ) и технических условиях (ТУ). Все указанные выше виды продукции ГПЗ и промысловых установок условно можно разделить на 5 основных групп:

В первую группу входят газовые смеси, используемые как топливо. Их основным компонентом является метан. Эти газы также могут содержать до нескольких процентов (обычно – доли процента) других углеводородов, диоксид углерода, азот и незначительные примеси сернистых соединений.

Качественные показатели газов, поставляемого и транспортируемого по магистральным трубопроводам, регулируются отраслевыми стандартами ОСТ 51.40-83, ОСТ 51.40-93 (табл. 22) и техническими условиями, разработанными на их основе.

Одним из основных отличий продукции этой группы является то, что концентрация отдельных углеводородов в них не регламентируется.

Вторая группа включает в себя газообразные технически чистые углеводороды и гелий, а также газовые смеси с заданным составом.

Третья группа объединяет жидкие углеводороды, в.т.ч. широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ), смеси сжиженного пропана, сжиженные изо- и н-бутаны, жидкий гелий и т.д. Общим признаком этой группы является то, что в жидком состоянии при 20оС эти продукты находятся при избыточном давлении.

ШФЛУ является одним из основных продуктов переработки газоконденсатных смесей и нефтяных газов. ШФЛУ служит сырьем для производства сжиженного газа и фракций индивидуальных углеводородов. При переработке ШФЛУ получают также стабильный газовый конденсат или газовый бензин и газ низкого давления.

Технические требования к качеству ШФЛУ разных марок, получаемых при переработке попутного нефтяного газа, приведены в таблице 23 [58].

Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления по ГОСТ 20448-90 имеют следующие марки: ПТ – пропан технический; СПБТ – смесь пропана и бутана техническая; БТ – бутан технический. Основные требования к сжиженным газам приведены в таблице 24.

Таблица 22 Показатели ОСТ 51.40-93 на горючие газы, поставляемые и транспортируемые по магистральным трубопроводам.

Значения для Значения для
Показатели районов с районов с
умеренным холодным
климатом климатом
с 01.05 с 01.10 с 01.05 с 01.10
по 30.09 по 30.04 по 30.09 по 30.04
Точка росы по влаге, оС, не выше -3 -5 -10 -20
Точка росы по углеводородам, оС, -5 -10
не выше
Температура газа, оС Проектная
Массовая концентрация 0,007 0,007 0,007 0,007
сероводорода, г/м3, не более
Массовая концентрация 0,016 0,016 0,016 0,016
меркаптановой серы, г/м3, не более
Объемная доля кислорода, %, не 0,5 0,5 1,0 1,0
более
Теплота сгорания низшая, МДж/м3 32,5 32,5 32,5 32,5
(ккал/моль) при 20оС и 101,325 кПа, (7762) (7762) (7762) (7762)
не менее
Масса механических примесей и Устанавливается соглашением с
труднолетучих жидкостей поставщиком газа
Таблица 23
Показатели ШФЛУ по ТУ 38.101524-93. Разработчик – ВНИИУС.
Показатели Норма по маркам
А Б
Массовая доля компонентов, %
сумма углеводородов С1-С2, не более
пропан, не менее
сумма углеводородов С4-С5, не менее
сумма углеводородов С6 и выше, не более
Массовая доля метанола, % Не нормируется
Массовая доля сероводорода и меркаптановой 0,025 0,050
серы, %, не более
в том числе сероводорода, не более 0,003 0,003
свободной воды и щелочи отсутствует
Внешний вид Бесцветная прозрачная
жидкость
Таблица 24
Показатели сжиженных газов по ГОСТ 20448-90.
Показатели Норма для марки
ПТ СПБТ БТ
Массовая доля компонентов, % не нормир. не нормир. не нормир.
сумма метана, этана и этилена
сумма пропана и пропилена, не менее не нормир. не нормир.
сумма бутанов и бутиленов, не менее не нормир. не нормир.
сумма бутанов и бутиленов, не более не нормир.
Объемная доля жидкого остатка при 20оС, 0,7 1,6 1,8
%, не более
Давление насыщенных паров избыточное,
МПа,
при температуре +45оС, не более 1,6 1,6 1,6
-20оС, не менее 0,15
Массовая доля сероводорода и
меркаптановой серы, %, не более 0,013 0,013 0,013
в том числе сероводорода, не более 0,003 0,003 0,003
свободной воды и щелочи отсутствие
Интенсивность запаха, баллы, не менее

В 4 группу входят продукты, находящиеся в нормальных условиях в жидком состоянии, такие как газовый конденсат и продукты его переработки. Согласно ОСТ 51.65-80, для товарных конденсатов устанавливаются две группы: I – для установок стабилизации конденсата, II – для промыслов .

Таблица 25 Основные требования к качеству стабильного конденсата I и II групп по ОСТ 51.65-80 с изменениями от 01.10.96 г.

Показатели Норма для групп Методы
I II испытаний
Давление насыщенных паров, кПа 66,7 (500) ГОСТ 1756-52
(мм.рт.ст.)
Массовая доля воды, %, не более 0,1 0,5 ГОСТ 2477-65
Массовая доля механических 0,005 0,050 ГОСТ 6370-69
примесей, %
Масса хлористых солей, мг/л, не более ГОСТ 21534-76
Массовая доля общей серы, % Не нормируется, ГОСТ 19121-73
определяется по
требованию
Массовая доля сероводорода, % Определяется для ГОСТ 17323-71
сернистого
конденсата
Плотность при 20оС, кг/л Не нормируется, ГОСТ 3900-47
определение
обязательно

К пятой группе относятся твердые продукты: канальная сажа, технический углерод и газовая сера.

Источник: https://lektsiopedia.org/lek-45370.html

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Требования к качеству товарного газа

Cтраница 1

Качество РїСЂРёСЂРѕРґРЅРѕРіРѕ газа РїСЂРё химической переработке определяется условиями постоянства его состава, отсутствием жидкой фазы Рё механических примесей, ограничением содержания тяжелых углеводородов Рё соединений серы.  [1]

Контроль качества РїСЂРёСЂРѕРґРЅРѕРіРѕ газа производится для определения товарных Рё технологических характеристик, определяющих условия наиболее эффективного транспорта Рё подачи газа потребителям.  [2]

Контроль качества природных газов производится периодически или непрерывными измерениями Рё обычно включает определение следующих показателей.  [3]

Контроль качества РїСЂРёСЂРѕРґРЅРѕРіРѕ газа производится для определения товарных Рё технологических характеристик, определяющих условия наиболее эффективного транспорта Рё подачи газа потребителям.  [4]

Контроль качества природных газов производится периодически или непрерывными измерениями Рё обычно включает определение следующих показателей.  [5]

Р’ качестве РїСЂРёСЂРѕРґРЅРѕРіРѕ газа допускается использовать: газ высокого давления РёР· газовых Рё газоконденсатных скважин; газ РёР· газлифтной системы добычи нефти; газ РёР· газовоздухораспределительных батарей компрессорных станций.  [6]

Р’ оценке качества РїСЂРёСЂРѕРґРЅРѕРіРѕ газа, поставляемого потребителям, содержание органических соединений серы является показателем, имеющим важное значение.  [7]

Для оценки качества РїСЂРёСЂРѕРґРЅРѕРіРѕ газа, транспортируемого РїРѕ магистральным газопроводам Рё подаваемого потребителям, используют следующие показатели.  [8]

Для оценки качества РїСЂРёСЂРѕРґРЅРѕРіРѕ газа, транспортируемого РїРѕ магистральным газопроводам Рё подаваемого потребителям, РёСЃ-РїРѕР».  [10]

Контроль Р·Р° качеством РїСЂРёСЂРѕРґРЅРѕРіРѕ газа, подаваемого РІ магистральные газопроводы, проводится сопоставлением фактических показателей СЃ требованиями действующих федеральных стандартов.  [11]

Технические требования РЅР° качество РїСЂРёСЂРѕРґРЅРѕРіРѕ газа РІ настоящее время нормируются тремя стандартами.  [12]

Целесообразность нормирования показателей качества природных газов несколькими нормативно-техническими документами определяется различием требований РЅР° показатели качества газа для магистрального транспорта Рё для использования его РІ промышленности, РІ быту Рё как топлива Сѓ СЏ газобаллонных автомобилей.  [13]

Несоблюдение требований Рє качеству РїСЂРёСЂРѕРґРЅРѕРіРѕ газа РїСЂРёРІРѕРґРёС‚ Рє большим перерасходам средств, порче оборудования, Р° РёРЅРѕРіРґР° Рё Рє авариям, убыток РѕС‚ которых РЅРµ всегда поддается точному учету.  [14]

Требования, предъявляемые Рє качеству РїСЂРёСЂРѕРґРЅРѕРіРѕ газа, зависят РѕС‚ его назначения.  [15]

Страницы:      1    2    3

Источник: https://www.ngpedia.ru/id80962p1.html

Лекция 4.1 Лектор – к.т.н., доцент кафедры ХТТ Юрьев Е.М. Требования к качеству природных газов и газового конденсата Технология переработки нефти, природного. — презентация

Требования к качеству товарного газа

1 Лекция 4.1 Лектор – к.т.н., доцент кафедры ХТТ Юрьев Е.М. Требования к качеству природных газов и газового конденсата Технология переработки нефти, природного и попутного газов

2 Литература 1.Лапидус, Альберт Львович. Газохимия : учебное пособие / А. Л. Лапидус, И. А. Голубева, Ф. Г. Жагфаров. М. : Центр ЛитНефте Газ, с.

3 Требования к качеству Требования к качеству товарных газов — газ при транспортировании не должен вызывать коррозию трубопроводов, арматуры, приборов и т.п., — качество газа должно обеспечивать его транспортирование в однофазном состоянии, т.е.

в газопроводе не должны образовываться углеводородная жидкость, водяной конденсат и газовые гидраты, -товарный газ не должен вызывать осложнений у потребителя при его использовании.

Требования регламентируются: -ГОСТ «Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения»; -ОСТ «Газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам. Технические условия»

4 Требования к качеству Природные горючие газы, предназначенные в качестве сырья и топлива для промышленного и коммунально-бытового использования. Наименование показателя Норма 1. Теплота сгорания низшая, МДж/м 3 (ккал/м 3 ),при 20 °С, 101,325 к Па, не менее 31,8 (7600) 2. Область значений числа Воббе (высшего), МДж/м 3 (ккал/м 3 ) 41,2-54,5 ( ) 3.

Допустимое отклонение числа Воббе от номинального значения, %, не более ±5 4. Массовая концентрация сероводорода, г/м 3,не более 0,02 5. Массовая концентрация меркаптановой серы,г/м 3,не более 0, Объемная доля кислорода, %, не более 1,0 7.

Масса механических примесей в 1 м 3,г,не более 0, Интенсивность запаха газа при объемной доле 1 % в воздухе, балл, не менее 3

5 Требования к качеству Природные горючие газы, предназначенные в качестве сырья и топлива для промышленного и коммунально-бытового использования. — Точка росы влаги в пункте сдачи должна быть ниже температуры газа. -Наличие в газе жидкой фазы воды и углеводородов не допускается.

По ГОСТ и ОСТ к сернистом газам относятся газы с содержанием сероводорода более 0,0014% об (или 0,02 г/куб м). Запрещается использовать их в качестве бытовых, технологических и топливных газов по санитарным требованиям и технике безопасности. Они требуют очистки от сернистых соединений.

6 Требования к качеству Газы горючие природные, подаваемые с промыслов, подземных хранилищ газа и газоперерабатывающих заводов в магистральные газопроводы и транспортируемые по ним Наименование показателя Значение для макроклиматических районов Умеренный Холодный с по с по с по с по Точка росы газа по влаге, С, не выше Точка росы газа по углеводородам, С, не выше Температура газа, С Температура газа на входе и в самом газопроводе устанавливается проектом 4 Масса сероводорода, г/м 3, не более 0,007 (0,02) 0,007 *) (0,02) 5 Масса меркаптановой серы, г/м 3, не более 0,016 (0,036) 0,016 *) (0,036) 6 Объемная доля кислорода, %, не более 0,5 1,0 7 Теплота сгорания низшая, МДж/м 3, при 20 С и 101,325 к Па, не менее 32,5

7 Требования к качеству Газы горючие природные, подаваемые с промыслов, подземных хранилищ газа и газоперерабатывающих заводов в магистральные газопроводы и транспортируемые по ним Для месторождений, введенных в эксплуатацию до 1983 г.

, показатели точки росы по влаге и углеводородам устанавливаются в технических условиях, разрабатываемых ГП и согласованных РАО «Газпром». Для газов, в которых содержание углеводородов С 5+ не превышает 1,0 г/м 3, точка росы по углеводородам не нормируется.

Массу механических примесей и трудно летучих жидкостей устанавливают в соглашениях на поставку газа с ПХГ, ГПЗ и промыслов.

8 Требования к качеству Технические требования к качеству ШФЛУ разных марок (ТУ ) ШФЛУ – это: — Смесь предельных углеводородов С 2 -С 6+ ; — Относится к сжиженным углеводородным газам; — Представляет собой легкокипящую и легковоспламеняющуюся жидкость, пожаро- и взрывоопасную, 4-го класса токсичности.

-Используется в качестве сырья нефтехимическими предприятиями для получения индивидуальных углеводородов при первичной переработке и широкого ряда продукции при дальнейшей переработке индивидуальных углеводородов.

Согласно ТУ , ШФЛУ – это СУГ, предназначенные для использования в качестве сырья на ГФУ с целью получения индивидуальных УВ и их смесей;

9 Требования к качеству Технические требования к качеству ШФЛУ разных марок (ТУ ) ГПЗ НПЗ (рефлюксы)

10 Требования к качеству ГОСТ Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления Марка Наименование ПТПропан технический СПБТ Смесь пропана и бутана технических БТБутан технический

11 ГОСТ Наименование показателя Норма для марки ПТСПБТБТ 1.

Массовая доля компонентов, %: сумма метана, этана и этилена Не нормируется сумма пропана и пропилена, не менее 75Не нормируется сумма бутанов и бутиленов, не менее Не нормируется -60 не более Объемная доля жидкого остатка при 20 °С, %, не более 0,71,61,8 3.

Давление насыщенных паров, избыточное, МПа, при температуре: плюс 45 °С,не более 1,6 минус 20 °С,не менее 0, Массовая доля сероводорода и меркаптановой серы, %, не более 0,013 в том числе сероводорода, не более 0, свободной воды и щелочи Отсутствие 6. Интенсивность запаха, баллы, не менее 333

12 Требования к качеству ГОСТ Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления ПРИМЕНЕНИЕ РАЗЛИЧНЫХ МАРОК СЖИЖЕННОГО ГАЗА ДЛЯ КОММУНАЛЬНО-БЫТОВОГО ПОТРЕБЛЕНИЯ Система газоснабжения Применяемый сжиженный газ для макроклиматичешского района по ГОСТ Умеренного Холодного Летний период Зимний период Летний период Зимний период Газобаллонная: с наружной установкой баллоновСПБТПТСПБТПТ с внутриквартирной установкой баллонов; портативные баллоны СПБТ БТ Групповые установки: без испарителейСПБТПТ ПТ СПБТ ПТ с испарителями СПБТ БТ ПТ СПБТ БТ ПТ СПБТ

13 Требования к качеству ГОСТ Газы углеводородные сжиженные для автомобильного транспорта Наименование показателя Норма для марки ПАПБА 1.

Массовая доля компонентов, %: сумма метана, этана Не нормируется пропан сумма углеводородов °С и выше Не нормируется сумма непредельных углеводородов, не более жидкого остатка при 40 °С, свободной воды и щелочи Отсутствие 3.

Давление насыщенных паров, избыточное, МПа, при температуре плюс 45 °С,не более-1,6 минус 20 °С,не менее-0,07 минус 35 °С,не менее 0, Массовая доля серы и сернистых соединений, %, не более 0,01 в том числе сероводорода, не более 0,003

14 Требования к качеству ГОСТ Р Конденсат газовый стабильный. Технические условия Конденсат газовый стабильный (КГС) — газовый конденсат, получаемый путем очистки нестабильного газового конденсата от примесей и выделения из него углеводородов С 1 -С 4.

15 Требования к качеству Наименование показателя Значение для группы 12 1 Давление насыщенных паров, к Па (мм рт.ст.

), не более 66,7 (500) 2 Массовая доля воды, %, не более 0,5 3 Массовая доля механических примесей, %, не более 0,05 4 Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм, не более Массовая доля серы, %Не нормируют.

Определение по требованию потребителя 6 Массовая доля сероводорода, млн (ppm), не более Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн (ppm), не более Плотность при 20 °С, кг/м ;Не нормируют. Определение обязательно 15 °С, кг/м Не нормируют.

Определение по требованию потребителя 9 Выход фракций, % до температуры, °С: Не нормируют. Определение обязательно 10 Массовая доля парафина, %Не нормируют. Определение по требованию потребителя 11 Массовая доля хлорорганических соединений, млн(ppm)Не нормируют. Определение по требованию потребителя

16 Требования к качеству ОСТ Конденсаты газовые. Технологическая классификация Газовые конденсаты классифицируются по: (как бензиновые фракции) -По давлению насыщенных паров; -По содержанию серы; -По содержанию АрУ; (как дизельные фракции) -по содержанию парафиновых УВ; -температуре застывания; -температуре вспышки.

17 Род Давлени е насыщенных паров, Па (мм рт. ст.

) Класс Массовая доля серы, % в:Тип Массовая доля ароматических углеводородов в бензине (конец кипения 200°С) Вид Массова я доля н- алканов во фр ° С, % Т-ра застывания газового конденсата, °С Депарафинизаци я ГруппаТ-ра конца перегонки ки, °С 0 газовом конденсате дистиллятных топливах бензине (конец кипения 200 ° С) реактивном топливе ( ° С) дизельном топливе ( ° С) пределы сырье процесс а Д1Выше (700) IНе выше 0,05 Не выше 0,03 Не выше 0,01 Не выше 0,03 А1Выше 20Экстракц ии и каталитичешского риформинга HIВыше 25Не ниже -15Требуется для получения реактивного, дизельного зимнего топлив и жидких н-алканов Ф1Выше II0,051-0,8Не выше 0,1 Не выше 0,5 Н ± 25Не требуется для получения реактивного и дизельного зимнего топлив, требуется для получения жидких н-алканов Ф2251 – А210-20Каталити чешского риформинга при содержа нии нафтенов выше 3 8 % Н ± 60Не требуется для получения реактивного и дизельного зимнего топлив, пригоден для получения жидких н-алканов в смеси с высокопарафини стом сырьем Д2Ниже IIIВыше 0,8 Выше 0,1 Выше 0,5 A3Ниже 10Пиролиз а ФЗНиже 250 Н4Ниже 14Ниже -60Не требуется для получения реактивного, дизельного зимнего топлива, не пригоден для получения жидких н-алканов

Источник: http://www.myshared.ru/slide/956927/

ЖурналЗаконов
Добавить комментарий