Нефтегазовый комплекс

l/P = У X_i / P_i

где Р - общее давление смеси; и Р_i - соответственно мольная доля и парциальное давление i-го компонента газовой смеси.

Таблица 5.4

Точки росы для смесей пропана и н-бутана при давлении 3 кПа

Пропан, %	100	90	80	70	60	50	40	30	20	10	0
н-бутан, %	0	10	20	30	40	50	60	70	80	90	100
Точка росы, °С	-42	-32	-26	-2	-17	-13	-10	-8	-5	-2	0

Точку росы из-за сложности ее расчета обычно определяют по специальным номограммам. Номограммы имеют вид треугольника, на каждой стороне которого отложено содержание того или иного газа. В качестве примера на рис. 1 приведена номограмма для определения точки росы смеси пропана, изобутана и н-бутана при атмосферном давлении. Для смеси, состоящей из 25 % пропана, 60 % н-бутана и 15 % изобутана находят точку пересечения:

Рис.5.1 Номограмма для определения точки росы смеси пропана, изобутана и н-бутана при атмосферном давлении.

Из этой точки опускают перпендикуляр на шкалу температур и находят точку росы данной смеси (-7,6 °С).

Для определения точки росы можно использовать также специально разработанные графики зависимости точки росы различных смесей от давления и объемной доли компонентов, которые приводятся в справочной литературе.

При относительной влажности ц > 0,6 углеводороды с водой образуют кристаллогидраты, представляющие собой белые кристаллические тела, похожие на снег или лед. Они приводят к закупорке газопроводов, клапанов регуляторов давления, запорной арматуры. Метан с водой образует гидрат СН₄*8Н₂О, этан СН₄*Н₂О.

Гидраты появляются при температуре, значительно превышающей температуру образования льда. Максимальная температура, выше которой ни при каком повышении давления нельзя вызвать гидратообразование газов, называется критической температурой гидрообразования. Для метана она составляет 21,5 °С, этана - 14,5 °С, пропана - 5,5 °С.

Таблица 5.5

Условия образования гидратов

Этан	Пропан
Температура, °С	Давление, МПа	Температура, °С	Давление, МПа
-9,5	0,32	-11,9	0,1
-6,7	0,36	-9	0,12
-3,9	0,41	-6,3	0,13
-1,1	0,46	-5,6	0,14
0,6	0,51	-3,3	0,16
1,7	0,58	-1,0	0,17
10,8	1,7	1,7	0,24
13	2,7	2,3	0,27
14,5	3,4	3,3	0,34
-	-	4,4	0,41
-	-	5,5	0,48

Чем тяжелее углеводородный газ, тем скорее он образует гидрат при наличии влаги.

Для предотвращения образования кристаллогидратов необходимо снижать влажность газов до ц < 0,6 при самой низкой расчетной температуре в газопроводе.

Образовавшиеся гидраты можно разложить подогревом газа, снижением его давления и вводом веществ, уменьшающих упругость водяных паров и понижающих точку росы газа. Одним из таких веществ является метанол (метиловый спирт), который надо вводить в количестве 0,26 кг на 1000 кг газа.

Тепловые свойства газов

Тепловые свойства газов определяются их теплоемкостью, теплопроводностью, теплосодержанием и теплотой сгорания.

Теплоемкостью газа называется его способность при нагревании поглощать теплоту. Теплоемкость газа С можно выразить отношением подведенного к газу количества теплоты ?Q к изменению температуры ?Т:

С=lim ?Q/?Т,

?Т>0

Теплоемкость газа представляет собой количество теплоты, необходимое для нагрева газа на 1 К. Единица измерения теплоемкости - Дж/К. Если теплоемкость отнести к количеству газа, то получим удельную теплоемкость.

Удельной теплоемкостью называется отношение подведенного к газу количества теплоты к произведению единицы количества газа и изменения его температуры.

В зависимости от того, что принимается за единицу количества газа, удельная теплоемкость называется массовой с_т, Дж/(кг*К), молярной с_м, Дж/моль*К), объемной С_V, Дж/(м³*К). Указанные теплоемкости связаны друг с другом следующими соотношениями:

C_m = C_M /M, С_V=C_M/V_M, C_M = C_mM = C_VV_M

где М - молярная масса, кг/моль; V_M - молярный объем, м³/моль (для идеального газа при стандартных условиях V_M ~ 22,4*10^-3 м³/моль).

Удельная теплоемкость зависит от температуры. Различают удельные теплоемкости при постоянном объеме с_v и при постоянном давлении с_р.

Из термодинамики известно, что в случае нагревания газа при постоянном объеме теплота расходуется на увеличение только внутренней энергии. При нагревании газа при постоянном давлении теплота расходуется также и на работу расширения. Следовательно, с_р > с_v. Для идеального газа работа расширения равна универсальной газовой постоянной R и справедливо уравнение:

с_р - с_v = R

Отношение удельной теплоемкости при постоянном давлении к удельной теплоемкости при постоянном объеме называется показателем адиабаты

с_р / с_v = К.

Массовая и объемная теплоемкости с повышением температуры возрастают, а с увеличением молекулярной массы уменьшаются. Показатель адиабаты с повышением температуры и увеличением молекулярной массы уменьшается. Для идеального газа он примерно равен 1,667, для двухатомных газов - 1,41, для трехатомных - 1,34.

Различают истинную с и среднюю с' теплоемкости.

Истинной теплоемкостью называется количество теплоты, необходимое для изменения температуры единицы количества газа на 1 К при данных р и Т или V и Т.

Средняя теплоемкость - это количество теплоты, необходимое для изменения температуры единицы количества газа на 1 К в заданном интервале температур, т.е. от Т₁ до Т. Среднюю объемную теплоемкость при постоянном давлении газа можно определить по средним теплоемкостям компонентов и их объемным долям:

с'_р = 0,01 (с'_Н2 *Н₂+ с'_СО *СО+ с'_СН4 *СН₄ +….+ с'_n *N₂)

где с'_Н2 с'_СО с'_СН4 с'_n - средние объемные теплоемкости указанных в индексах компонентов; Н₂, СО, СН₄... N₂ - объемные доли компонентов, %. Значения средней объемной теплоемкости горючих газов и продуктов сгорания приведены в табл. 5.6.

Теплопроводность газа - это его способность проводить теплоту, т.е. осуществлять молекулярный перенос энергии. Молекулы участков газа, где температура выше, обладают большей энергией и передают ее соседним молекулам, обладающим меньшей энергией. Это приводит к выравниванию разности температур ?Т, но передача теплоты не связана с переносом частиц.

Таблица 5.6

Средняя объемная теплоемкость при постоянном давлении кДж /(м³К) горючих газов в интервале температур от о до t

Температура, °С	СО	Н2	H2S	СН4	С2Н4	C2H6	С3Н8	С4Н10	С5Н12
0	1,299	1,277	1,513	1,544	1,792	2,227	3,039	4,128	5,129
100	1,302	1,292	1,543	1,653	2,031	2,525	3,450	4,517	5,837
200	1,307	1,297	1,574	1,765	2,257	2,800	3,860	5,255	6,515
300	1,317	1,300	1,608	1,890	2,466	3,077	4,271	5,774	7,135
400	1,329	1,302	1,644	2,019	2,658	3,333	4,681	6,268	7,742
500	1,343	1,305	1,682	2,144	2,839	3,571	5,095	6,691	8,257
600	1,357	1,308	1,719	2,264	3,006	3,793	5,431	7,114	8,784
700	1,372	1,312	1,756	2,381	3,157	4,003	5,724	7,486	9,232

ТЕМА 6. ПОДГОТОВКА И ПЕРЕРАБОТКА ГАЗОВ

Природный газ, поступающий из скважин, содержит механические примеси (песок, пыль), которые увеличивают абразивный износ газовых компрессоров, а углеводородный конденсат, пары воды и свободную влагу с растворенными в ней солями - они вызывают трудности (главным образом - коррозию, образование гидратов или льда, что является причиной возникновения пробок в нем) при транспортировки газа по трубопроводу.

Для удаления механических примесей используются сепараторы различных конструкций. Для предотвращения конденсации воды из газа при его охлаждении и образовании гидратов одним из наиболее важных звеньев в процессе подготовки газа транспорту является искусственная осушка, с помощью которой добиваются состояния газа, когда его точка росы ниже, чем температура транспортировки.

По своему классификационному признаку методы осушки газов подразделяются на три основные группы:

1. Физические. В основе лежит искусственное охлаждение газов, компримирование их, а также сочетание компримирования с охлаждением. Осуществляются следующими способами:

- вымораживанием влаги из газа с использованием низких температур атмосферы;

- охлаждением газа с дополнительным компримированием и без него;

- инжекцией химических веществ в газовый поток промысловых газосборных трубопроводов с последующим улавливанием продуктов гидратации на сепарационных и центральных установках;

- низкотемпературной сепарацией (т.е. охлаждением природного газа с последующим разделением газоконденсатной смеси в сепараторе на жидкую и газовую фазы).

2. Химические. Химическая реакция между водой и химическими веществами может быть столь полной, что образующиеся при этом продукты гидратации будут иметь чрезвычайно низкую упругость водяных паров. Имеются химические реагенты, обеспечивающие практически полную осушку газа. Однако эти реагенты очень трудно или вообще невозможно регенерировать, что делает их непригодными для использования в качестве промышленных осушителей. Они широко применяются при лабораторном определении влажности газов.

3. Физико-химические. Основаны на поглощении влаги различными поглотителями (сорбентами) и делятся на две основные группы: адсорбция (с применением твердых сорбентов) и абсорбция (с применением жидких сорбентов).

Способы очистки и осушки газов

Абсорбционный метод. Основы процесса

Абсорбция жидкостями применяется в промышленности для извлечения из газов диоксида серы, сероводорода и других сернистых соединений, оксидов азота, паров кислот (НСI, HF, H₂SO₄), диоксида и оксида углерода, разнообразных органических соединений (фенол, формальдегид, летучие растворители). Абсорбционный метод реализует процессы, происходящие между молекулами газов и жидкостей. Если отсутствует взаимодействие между распыливающейся жидкостью и орошаемым газом, то эффективность поглощения компонентов из паровоздушной смеси определяется только равновесием пар-жидкость.

Скорость поглощения газа жидкостью зависит от:

а) диффузии поглощаемых веществ из газового потока к поверхности соприкосновения с поглощающей жидкостью;

б) перехода газовой частицы к поверхности жидкости;

в) диффузии абсорбированных веществ в промывной жидкости, где устанавливается равновесие;

г) химической реакции (если она имеет место).

Абсорбционная очистка применяется как для извлечения ценных компонентов из газового потока и возврата их снова в технологический процесс для повторного использования, так и для поглощения из выбросных газов вредных веществ с целью санитарной очистки газов. Обычно рационально использовать абсорбционную очистку, когда концентрация примесей в газовом потоке превышает 1%(об). В этом случае над раствором существует определенное равновесное давление поглощаемого компонента, и поглощение происходит лишь до тех пор, пока его парциальное давление в газовой фазе выше равновесного давления его над раствором. Полнота извлечения компонента из газа при этом достигается только при противотоке и подаче в абсорбер чистого поглотителя, не содержащего извлекаемого вещества.

Продуктами переработки природных и нефтяных газов являются:

- товарный природный газ, направляемый по газопроводам в качестве газового промышленного и бытового топлива;

- широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ) от С₃ до С₅, выделенных из состава газа в процессе его переработки;

- сжиженный газ - концентрат углеводородов С₃ и С₄, выделенный из ШФЛУ;

- стабильный газовый конденсат;

Показатели качества природного газа, подаваемого в магистральные газопроводы, регламентированы стандартом и приведены в табл. 6.1.

Таблица 6.1

Показатель	Климатический район
	Умеренный	Холодный
	I	II	I	II
Точка росы газа, 0С, не выше
- по влаге	0	-5	-10	-20
- по углеводородам	0	0	-5	-10
Содержание, г/мл3, не более
-мех.примесей	0,003	0,003	0,003	0,003
-серорводорода	0,02	0,02	0,02	0,02
-тиоловой серы	0,036	0,036	0,036	0,036
Об.доля кислорода, % не более	1	1	1	1

На практике о влагосодержании природных газов судят по их точке росы, понимая под этим термином температуру, ниже которой водяной пар конденсируется (выпадает в виде «росы»).

ШФЛУ, выделяемая из природных газов в процессе их переработки (на ступенях сепарации высокого давления и отбензинивания), является исходным продуктом для получения сжиженного газа и газового бензина (углеводороды С₅₊). Нормами установлены три марки ШФЛУ (А, Б, В), показатели качества которых приведены ниже:

Показатель	А	Б	В
Содержание, %(мас.):
C1 + С2, не более	3	5	_
С3, не менее	15	-	-
С4 + С5, не менее	45	40	35
С6+, не более	И	25	50
серы всего, не более	0,025	0,05	0,05
в том числе сероводорода, не более	0,003	0,003	0,003

Таким образом, в составе сжиженных газов предусматривается содержание не только пропана и бутана (насыщенных углеводородов), но также олефинов от этиленов и выше, т. е. в их состав вовлекаются как пропан-бутановая фракция ШФЛУ из природных газов, так и из вторичных газов, содержащих олефины.

Остаточная фракция ШФЛУ - газовый бензин, содержащий в основном углеводороды от пентана и выше. Для него нормами установлены два основных показателя - температура начала кипения (не ниже 30°С) и давление насыщенных паров, характеризующее наличие в нем легких углеводородов (не более 67 кПа летом и не более 93 кПа зимой). Газовый бензин является также источником получения одоранта - концентрата легких меркаптанов. Так, на Оренбургском газоперерабатывающем заводе этот концентрат содержит в своем составе этантиол - 33; 2-пропантиол - 42; 1-пропантиол - 10; 2-бутантиол - 14%(мас.).

ТЕМА 7. МЕТОДЫ АНАЛИЗА ОСНОВНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА ПРИРОДНОГО ГАЗА

Методы газового анализа

Вопросы рационального использования газа, создания эффективных газоиспользующих установок и их автоматизации не могут быть решены без знания физических свойств газа и способов их контроля, позволяющих вести процесс сжигания газа в соответствии с режимными картами. Основной задачей анализа горючих газов является определение их компонентного состава, физических и теплофизических свойств и состава продуктов сгорания, так как свойства технических газов зависят от свойств отдельных компонентов, входящих в их состав. Контроль за сжиганием газа предусматривает определение состава продуктов сгорания; контроль безопасности производств, связанных с использованием газа, - определение наличия в атмосфере помещений токсичных и взрывоопасных веществ.

Газовый анализ подразделяется на общий и специальный. Для количественного определения природных и искусственных газов применяется общий анализ. Приборы, предназначенные для анализа газов, называются газоанализаторами.

В зависимости от того какие свойства газа используют при анализе, методы газового анализа условно разделяют на химические и физические.

Химические методы основаны на последовательном избирательном поглощении компонентов газовой смеси различными поглотителями или на сжигании горючих газов с последующим анализом продуктов горения. При поглощении благодаря химическому взаимодействию поглотителя с компонентами газовой смеси и растворению продуктов реакции объем газа уменьшается. Если в газовой смеси определяют несколько компонентов, то их последовательно удаляют из смеси и после каждого определения измеряют объем. Содержание компонентов определяют по разности объемов до и после поглощения.

Физические методы основаны на измерении какой-либо физической величины, находящейся в закономерной зависимости от состава газа. При этом используют такое физическое свойство газового компонента, которое значительно отличается от того же свойства остальных компонентов газовой смеси. Иногда анализ проводят путем сравнения с эталонным газом, для которого данное свойство известно. Свойства газов, используемые в газовом анализе, разнообразны. Наиболее часто применяют следующие методы анализа.

Денсиметрический. Метод основан на сравнении массы анализируемого газа с массой известного газа. Обычно определяют плотность по воздуху. Этим методом в многокомпонентной смеси можно определить только содержание одного компонента, имеющего плотность, отличающуюся от плотности всех остальных компонентов смеси. Из рассматриваемых нами газов этот метод наиболее применим к определению диоксида углерода (С02) в отходящих газах, который по плотности резко отличается от остальных компонентов смеси.

Термокондуктометрический. В основе метода - сравнение относительной теплопроводности газов. При анализе многокомпонентной смеси можно определить концентрацию только одного компонента, причем теплопроводность остальных компонентов должна быть примерно одинаковой. Метод применим для определения С02, Н2, S02 в продуктах горения, причем при определении одного из этих компонентов два других должны быть удалены из газовой смеси.

Термохимический. Этот метод применим при анализе горючих газов (СО, СН4, Н2). В нем используется тепловой эффект реакции горения этих компонентов. Сжигая СО, Н2 и СН4 при различных температурах, можно проводить их раздельный анализ.

Манометрический. В основе метода - измерение разрежения, получающегося в результате реакции анализируемого газа с соответствующим поглотителем.

Вискозиметрический. Метод основан на измерении вязкости газа.

Оптический. Метод базируется на различной способности газов поглощать инфракрасные или ультрафиолетовые лучи, сравнении коэффициентов преломления анализируемого газа и газа известной концентрации, спектральных измерениях и т.д.

Магнитный. Метод основан на свойстве газов втягиваться в магнитное поле. Особенно сильной магнитной восприимчивостью (парамагнитными свойствами) обладает кислород (02). Поэтому при анализе газовой смеси на 02 часто пользуются этой отличительной его особенностью.

Сорбционный. Метод предусматривает определение адсорбции или десорбции анализируемого компонента газовой смеси. Наиболее распространенным видом данного анализа является хроматографический метод, основанный на адсорбции составляющих сложной газовой смеси, а затем последовательном выделении отдельных компонентов.

Масс-спектрометрический. Метод основан на разделении компонентов смеси в вакууме под воздействием магнитных и электрических полей.

Отбор и хранение газа для анализа

Отбор газа для анализа, отбор пробы, под которой подразумевается определенное по массе или объему количество исследуемого газа, можно производить из газопроводов, газгольдеров, топочных устройств, помещений и т.д. Точка отбора пробы определяется конкретными задачами исследований и испытаний, но она должна быть удалена от местных сопротивлений (поворотов, мест изменения сечений и т.д.) и мест возможных подсосов воздуха (люков, щелей, заслонок и т.д.). Разнообразие мест отбора проб привело к созданию различных приспособлений и устройств, обеспечивающих удобный отбор газа и его надежное хранение.

Существует два способа отбора проб газа: «мокрый» и «сухой». «Мокрый» способ основан на вытеснении из сосуда запирающей жидкости отбираемым газом, «сухой» - на применении вакуумных сосудов или продувании через сосуд исследуемого газа. Для отбора проб газа применяют также комбинированный способ: жидкость, вытекающую из пипетки, в сочетании с вакуум-насосом или эжектором.

Устройства (сосуды) для отбора проб газа и их хранения обычно выполняются из стекла. Размеры сосудов определяются качеством и объемом пробы. Объем пробы должен быть достаточным для проведения анализа и повторных определений.

Определение плотности газа

Плотность газа определяют методами взвешивания и истечения.

При методе взвешивания пользуются газовыми пикнометрами объемом 100...300 мл. Для взятия пробы газа из газового пикнометра при помощи вакуум-насоса отсасывают воздух, после чего взвешивают пикнометр на аналитических весах. В газовую бюретку засасывают испытываемый газ, фиксируют его объем, давление и температуру и, присоединив отросток бюретки (предварительно продутый газом) в стык к пикнометру и открыв оба крана (на бюретке и пикнометре), переводят весь газ из бюретки в пикнометр. После этого краны закрывают, а пикнометр взвешивают на аналитических весах.

При пользовании пикнометром с двумя кранами его заполняют газом следующим образом. Пикнометр присоединяют к газометру с исследуемым газом, открывают оба крана и продувают пикнометр шести-десятикрат ным объемом газа. По окончании продувки закрывают краны (сначала кран на выходе, затем на входе).

Рис. 2. Газовые пикнометры

Объем пикнометра определяют заранее путем заполнения его дистиллированной водой и последующего выпуска ее в градуированный цилиндр.

Плотность газа определяют по формуле

= 100 кт / V,

где к - коэффициент приведения газа к нормальным условиям; т - масса газа в объеме V, г; V- объем газа, взятый на определение, мл.

Относительную плотность газа, т. е. отношение его плотности к плотности воздуха, находят по формуле:

_отн = / 1,293.

Определение плотности газа методом истечения производится в эффузиометре (рис.5.2), имеющем трубку /, нижний конец которой открыт, а верхний снабжен металлическим трехходовым краном 3 и трубкой, внутри которой находится платиновая пластинка с маленьким отверстием. Трубка 1 окружена защитной металлической трубкой, на которой имеются прорези, позволяющие наблюдать за метками на узких частях трубки 1. Трубка 1 на специальной крышке вставляется в широкий стеклянный цилиндр и крепится к нему гайкой 2.

Рис. 3. Эффузиометр: 1- трубка; 2 - гайка; 3- трехходовой кран.

Для определения плотности стеклянный цилиндр заполняют дистиллированной водой, поворотом крана 3 сообщают трубку 1 с атмосферой и заполняют ее водой, поступающей в нижнюю часть трубки из цилиндра. После этого к боковому отростку крана 3 присоединяют емкость с исследуемым газом; поворотом крана соединяют ее с отверстием в платиновой пластинке и выпускают газ через это отверстие.

Время истечения газа через отверстие в платиновой пластинке фиксируют секундомером, который включают в момент прохождения уровнем воды нижней метки и останавливают при прохождении уровнем воды верхней метки. Измерение повторяют несколько раз. Аналогично проводят несколько измерений времени истечения воздуха.

Относительную плотность испытываемого газа определяют по формуле

_отн = _r ² / _в ² ,

где _r - среднее арифметическое значение времени истечения газа, с; _в ? среднее арифметическое значение времени истечения воздуха, с.

Определение влажности газа

В газоаналитической практике содержание влаги в газах определяется обычно поглощением их свежепрокаленным хлористым кальцием (СаС12), помещенным в U-образные трубки. Вместо СаС12 можно применять также перхлорат магния.

Определение содержания паров воды сводится к следующему. Исследуемый газ пропускают со скоростью примерно 150 мл/мин (9 л/ч) через U-образные трубки 2 и 3 (рис. 4), в которых находится свежепрокаленный СаС12, после чего трубки взвешивают на аналитических весах. Скорость газа регулируют краном 4 и контролируют газовыми часами 1. Пропускание газа ведут около часа, затем осушительные трубки продувают сухим воздухом в количестве 200... 300 мл для удаления оставшегося газа в коммуникациях и вновь взвешивают их на аналитических весах.

Рис.4. Схема прибора для определения паров воды в газе: 1 - газовые часы; 2, 3 - U образные трубки; 4 - кран.

Вторая трубка является контрольной. Увеличение массы этой трубки указывает на то, что осушитель первой трубки необходимо сменить.

Содержание водяных паров в газе, г/м3, подсчитывают по формуле

g = (т₂ - т₁ )1000k / V,

где т₁ , т₂ - масса трубок соответственно до и после опыта, г; к - коэффициент приведения газа к нормальным условиям; V- объем пропущенного газа, л.

Определение содержания серы в газе

Сера в газе содержится в виде сероводорода, сернистого газа и органических сернистых соединений (меркаптанов, сульфидов и т.д.).

Содержание сероводорода в газе может быть определено путем обработки газа раствором едкого кали с последующим разложением соляной кислотой образовавшейся сернистой соли и титрованием выделившегося при этом сероводорода раствором йода.

Общее содержание серы в газе определяется ламповым способом в приборе, изображенном на рис.5. Исследуемый газ из газометра подается на сжигание в горелку 4 с ламповым стеклом 3, в которую через склянку 6 с раствором КМп0₄ (для окисления органических примесей) и склянку 5 с ватой (для улавливания брызг) поступает необходимое количество воздуха. Продукты горения газа, в том числе и сернистый газ, образовавшийся от сгорания серы, направляются в абсорберы 1 и 2. Абсорберы заполнены на одну треть объема стеклянными бусами, кроме того, в них залито по 20 мл раствора 0,3%-ного углекислого натрия и добавлено по 20 мл дистиллированной воды.

Рис. 5. Схема прибора для определения общего содержания серы в газе: 1,2 - абсорберы; 3 - ламповое стекло; 4 - горелка; 5, 6 - склянки

Абсорбер 2 служит для улавливания сернистого газа, а абсорбер 1 - для холостого титрования.

Горелку ставят к насосу под ламповое стекло так, чтобы верхняя ее часть находилась не выше 8 мм над нижним краем стекла.

Содержимое абсорберов собирают в колбы, абсорберы хорошо промывают дистиллированной водой, которую сливают затем в эти же колбы. Растворы, собранные в колбы, титруют раствором соляной кислоты в присутствии метилоранжа. Содержание серы в газе, г/м3, подсчитывают по формуле

Х = (а₂ - а₁ )0,0008·100·1000 / V_cт,

где а₁ - количество раствора соляной кислоты из абсорбера 1, пошедшего на титрование холостого опыта, мл; а₂ - количество раствора соляной кислоты из абсорбера 2, пошедшего на титрование поглотительного раствора, мл; 0,0008 - количество серы, соответствующее 1 мл раствора, г; V_ст- объем пропущенного газа при давлении 760 мм рт. ст. и температуре 20 °С.

Определение теплоты сгорания газа

Теплоту сгорания газа определяют в калориметрах различных систем. Наиболее широко применяется калориметр Юнкерса, общий вид которого показан на рис. 6. Определение теплоты сгорания газа основано на сжигании определенного количества газа с последующим поглощением выделяющейся теплоты проходящей через калориметр водой.

Калориметр Юнкерса состоит из собственно калориметра 1 с газовой горелкой и двумя точными термометрами, расходомера (газового счетчика барабанного типа - газовых часов) II, регулятора давления III, приемника для воды (мерного цилиндра) IV и чашечных весов.

Рис.6. Калориметр Юнкерса для определения теплоты сгорания газа:

I - калориметр; II - расходомер; III - регулятор давления; IV - мерный цилиндр; /, 2, 9 - трубы; 3, 5 - мановакуумметры; 4, 8, 12, 13 - термометры; 6 - горелка; 7 - патрубок; 10 - регулирующий кран; II - бачок; 14 - сливная воронка; 15- кран; 16, 17, 18- трубки; 19- воздушная заслонка

Газ, теплота сгорания которого определяется, поступает из газопровода по трубе / в расходомер II, которым измеряют объем сжигаемого газа. Мановакуумметром 3 измеряют давление газа в расходомере, термометром 4 - температуру газа в расходомере. Из расходомера газ по трубе 2 поступает в регулятор давления III. Регулятор обеспечивает стабильный режим подачи газа в горелку. Давление газа после регулятора контролируется мановакуумметром 5. Из регулятора давления газ поступает к горелке 6. Продукты сгорания газа, проходя через калориметр, отдают теплоту воде и выходят через патрубок 7, расположенный внизу калориметра. Температура отходящих газов измеряется термометром 8. Конденсат из отходящих газов по трубке 18 отводится из калориметра в мерный цилиндр IV.

Высшую теплоту сгорания исследуемого газа определяют по формуле

Q_в = m·t / V₀

где m? масса воды; ·t?средняя за опыт разность температур воды, выходящей и поступающей в калориметр; V0 -объём сгоревшего газа при нормальных условиях. Низшая теплота сгорания исследуемого газа может быть определена вычитанием значения теплоты конденсации водяных паров, образовавшихся при горении испытуемого газа, из значения высшей теплоты сгорания.

ЛИТЕРАТУРА

1. Ахметов С. А. Технология глубокой переработки нефти в моторные топлива: Учебное пособие. - М.: Недра, 2007. - 302 с.

2. Касперович А.Г., Магарил Р.З. Балансовые расчеты при проектировании и планировании переработки углеводородного сырья газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений, [Текст] - М.:КДУ, 2008, 412 с.

3. Магарил Р.З. Теоретические основы химических процессов переработки нефти: учебное пособие.- М.: КДУ, 2008.- 280с. : табл., ил.

4. Ахметов С.А.и др. Технология и оборудование процессов переработки нефти и газа: Учебное пособие /С.А.Ахметов, Т.П.Сериков; Под ред. С.А.Ахметова. - СПб.: Недра, 2006.-868с.

5. Технология переработки нефти .В 2-х частях. Часть первая. Первичная переработка нефти./ Под ред. О.Ф.Глаголевой и В.М.Капустина.- М.: Химия, Колос С, 2005.-400с.

6. Ахметов С. А. Технология глубокой переработки нефти и газа. - Уфа.: Гилем, 2002. - 672 с.

7. Мановян А. К. Технология первичной переработки нефти и природного газа: Учебное пособие для ВУЗов. М. : Химия, 2004. - 568 с.

8. Корзун Н. В., Магарил Р. 3. Термические процессы переработки нефти: Учебное пособие. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2006. - 92 с.

9. Топлива, смазочные материалы, технические жидкости. Ассортимент и применение/ Под. ред. В. М. Школьникова. М.: Техинформ, 1999. - 596 с.

Размещено на Allbest.ru

...