Природные газы. Горючие природные газы — результат биохимического и термического разложения органических остатков. Чаще месторождения природного газа сосредоточены в пористых осадочных породах (пески, песчаники, галечники), подстеленных или покрытых плотными (например, глинистыми), породами. Во многих случаях «подошвой» для них служат нефть и вода.
В сухих месторождениях газ находится преимущественно в виде чистого метана с очень малым количеством этана, пропана и бутанов. В газоконденсатных, помимо метана, в значительной доле содержатся этан, пропан, бутан и других более тяжелые углеводороды, вплоть до бензиновых и керосиновых фракций. В попутных нефтяных газах находятся легкие и тяжелые углеводороды, растворенные в нефти.
Требования, предъявляемые к природным топливным газам для коммунально-бытового назначения, показаны в табл. 3.1.
Согласно требованиям ГОСТ 5542-87, горючие свойства природных газов характеризуются числом Воббе, которое представляет собой отношение теплоты сгорания (низшей или высшей) к корню квадратному из относительной (по воздуху) плотности газа:
Wo = Qн/Vd (3.1)
Пределы колебания числа Воббе весьма широки, поэтому для каждой газораспределительной системы (по согласованию между поставщиком газа и потребителем) требуется установить номинальное значение числа Воббе с отклонением от него не более ±5%, чтобы учесть неоднородность и непостоянство состава природных газов.
По этим причинам при переводе тепловых установок с одного газа на другой необходимо обращать внимание на близость не только значений чисел Воббе обоих газов, которые обеспечивают постоянство тепловой мощности всех горелок, но и всех их физико-химических характеристик. Подсчет чисел Воббе производится по ГОСТ 22667–82 (табл. 3.2), в котором приведены все необходимые для этого данные (высшая и низшая теплота сгорания газов и их относительная плотность) с учетом коэффициента сжимаемости Z различных газов и паров.
Сжиженные углеводородные газы. К сжиженным углеводородным газам относят такие, которые при нормальных физических условиях находятся в газообразном состоянии, а при относительно небольшом повышении давления (без снижения температуры) переходят в жидкое. Это позволяет перевозить и хранить сжиженные углеводороды как жидкости, а газообразные регулировать и сжигать как природные газы.
Основные газообразные углеводороды, входящие в состав сжиженных газов, характеризуются высокой теплотой сгорания, низкими пределами воспламеняемости, высокой плотностью (значительно превосходящей плотность воздуха), высоким объемным коэффициентом расширения жидкости (значительно большим, чем у бензина и керосина), что обусловливает необходимость заполнять баллоны и резервуары не более чем на 85–90% их геометрического объема, значительной упругостью насыщенных паров, возрастающей с ростом температуры, и малой плотностью жидкости относительно воды.
Химический состав сжиженных углеводородных газов различен и зависит от источников их получения. Сжиженные газы из попутных нефтяных и газоконденсатных месторождений состоят из предельных (насыщенных) углеводородов — алканов, имеющих общую химическую формулу СnН2n+2. Основными компонентами этих углеводородов являются пропан и бутан.
Недопустимо наличие в сжиженном газе в значительных количествах этана и метана (они резко увеличивают упругость насыщенных паров), пентана и его изомеров (поскольку это влечет за собой резкое снижение упругости насыщенных паров и повышение точки росы).
Сжиженные газы, получаемые на предприятиях в процессе переработки нефти, кроме алканов содержат непредельные (ненасыщенные) углеводороды — алкены, имеющие общую химическую формулу СnН2n (начиная с n = 2). Основными компонентами этих газов, помимо пропана и бутана, являются пропилен и бутилен. Наличие в сжиженном газе в значительных количествах этилена недопустимо, так как ведет к повышению упругости насыщенных паров.
Свойства сжиженных газов для бытовых целей регламентирует ГОСТ Р 52087-2003 «Газы углеводородные сжиженные топливные» (табл. 3.3 и 3.4).
Искусственные газы. Эти газы делят на две группы. К первой относят газы высокотемпературной (около 1000°С) перегонки, получаемые при нагревании твердого топлива без доступа воздуха: коксохимические, коксогазовые, газосланцевые. Производство горючих газов по этому способу основано на пирогенетическом разложении жирных каменных углей и сланцев под воздействием температуры. Ко второй группе относят газы безостаточной газификации, получаемые в результате нагревания твердого топлива в токе воздуха, кислорода и их смесей с водяным паром: доменные, генераторные, подземной газификации.
Таблица 3.1. Требования, предъявляемые к природным газам для коммунально-бытового назначения (ГОСТ 5542-87).
| Показатели | Норма |
| Число Воббе, МДЖ/м3 | 39400–52000 |
| Допустимое отклонение числа Воббе от номинального значения, %, не более | ±5 |
| Массовая концентрация меркаптановой серы, г/м3, не более | 0,036 |
| Массовая концентрация сероводорода, г/м3, не более | 0,002 |
| Массовая концентрация механических примесей, г/м3, не более | 0,001 |
| Объемная доля кислорода, %, не более | 1,0 |
| Интенсивность запаха газа при объемной доле 1% в воздухе, балл, не более | 3 |
Таблица 3.2. Теплота сгорания и относительная плотность компонентов сухого природного газа (н.у.) (ГОСТ 22667-82).
| Компонент | Теплота сгорания, мДж/м3 | Относительная плотность d | |
| высшая | низшая | ||
| Метан СН4 | 39,82 | 35,88 | 0,555 |
| Этан С2Н6 | 70,31 | 64,36 | 1,048 |
| Пропан С3Н8 | 101,21 | 93,18 | 1,554 |
| н-Бутан С4Н10 | 133,80 | 123,57 | 2,090 |
| Изобутан С4Н10 | 132,96 | 122,78 | 2,081 |
| Пентан С5Н12 | 169,27 | 156,63 | 2,671 |
| Бензол С6Н6 | 162,62 | 155,67 | 2,967 |
| Толуол С7Н8 | 176,26 | 168,18 | 3,180 |
| Водород Н2 | 12,75 | 10,79 | 0,070 |
| Оксид углерода СО | 12,64 | 12,64 | 0,967 |
| Сероводород Н2S | 25,35 | 23,37 | 1,188 |
| Диоксид углерода СО2 | – | – | 1,529 |
| Азот N2 | – | – | 0,967 |
| Кислород О2 | – | – | 1,050 |
| Гелий He | – | – | 0,138 |
Таблица 3.3. Области применения различных марок сжиженных газов в различных регионах (ГОСТ Р 52087-2003).
| Система газоснабжения | Применяемый сжиженный газ для микроклиматического района по ГОСТ 16350 | |||
| Умеренная зона | Холодная зона | |||
| Летний период | Зимний период | Летний период | Зимний период | |
| Газобалонная | ||||
| с наружной установкой баллонов | ПБТ. П5А | ПТ. ПА | ПБТ. ПБА | ПТ, ПА |
| с внутриквартирной установкой баллонов | ПБТ. ПБА | |||
| портативные баллоны | БТ | |||
| Групповые установки | ||||
| без испарителей | ПБТ, ПБА | ПТ, ПА | ПТ, ПА, ПБТ, ПБА | ПТ, ПА |
| с испарителями | ПБТ. ПБА. БТ | ПТ. ПА. ПБТ, ПБА, БТ | ПТ. ПА. ПБТ, ПБА | ПТ. ПА. ПБТ, ПБА |
Примечания:
1. Для всех климатических районов, за исключением холодного и очень холодного: летний период — с 1 апреля по 1 октября, зимний период — с 1 октября по 1 апреля.
2. Для холодных районов: летний период — с 1 июня по 1 октября; зимний периол — с 1 октября по 1 июня. 4. Для очень холодных районов: летний период — с 1 июня по 1 сентября, зимний период — с 1 сентября по 1 июня.
Таблица 3.4. Физико-химические и эксплуатационные показатели сжиженных газов (ГОСТ Р 52087-2003).
| Показатель | Норма для марки | Метод испытания |
||||
| ПТ | ПА | ПБА | ПБТ | БТ | ||
| Массовая доля компонентов, %: | По ГОСТ 10679 | |||||
| сумма метана, этана и этилена | не нормируется | |||||
| сумма пропана и пропилена, не менее | 75 | – | – | не нормируется | ||
| в том числе пропана | – | 85±10 | 50±10 | – | – | |
| сумма бутанов и бутиленов: | не нормируется | – | – | |||
| не более | – | – | – | 60 | – | |
| не менее | – | – | – | – | 60 | |
| сумма непредельных углеводородов, не более | – | 6 | 6 | – | – | |
| Объемная доля жидкого остатка при 20°С, %, не более | 0,7 | 0,7 | 1,6 | 1,6 | 1,8 | По 8.2 |
| Давление насыщенных паров, избыточное, МПа, при температуре: | По ГОСТ Р 50994 или ГОСТ 28656 | |||||
| +45°С, не более | 1,6 | |||||
| -20°С, не менее | 0,16 | – | 0,07 | – | – | |
| -30°С, не менее | – | 0,07 | – | – | – | |
| Массовая доля сероводорода и меркаптановой серы, %, не более | 0,013 | 0,010 | 0,010 | 0,013 | 0,013 | По ГОСТ 229S5 или ГОСТ Р 50802 |
| в том числе сероводорода, не более | 0,003 | По ГОСТ 229S5 или ГОСТ Р 50802 | ||||
| Содержание свободной воды и щелочи | Отсутствие | По 8.2 | ||||
| Интенсивность запаха, баллы, не менее | 3 | По ГОСТ 22387.5 или 8.3 | ||||
Примечания:
1. Допускается не определять интенсивность запаха при массовой доле меркаптановой серы в сжиженных газах марок ПТ, ПБТ и БТ 0,002% и более, а марок ПА и ПБА — 0,001% и более. При массовой доле меркаптановой серы менее указанных значений или интенсивности запаха менее 3 баллов сжиженные газы должны быть одорированы в установленном порядке.
2. При температурах -20°С и -30°С давление насыщенных паров сжиженных газов определяют только в зимний период.
3. При применении сжиженных газов марок ПТ и ПБТ в качестве топлива для автомобильного транспорта массовая доля суммы непредельных углеводородов не должка превышать 6%, а давление насыщенных паров должно быть не менее 0,07 МПа для марок ПТ и ПБТ при температурах -30°С и -20°С соответственно.
.svg)
